Τεχνοοικονομική ανάλυση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ μέσω παραγωγής πράσινου υδρογόνου και αξιοποίησης σε μονάδα συμπαραγωγής με μεταβλητό φορτίο λειτουργίας

Δημητρόπουλος, Δημήτριος; Dimitropoulos, Dimitrios

dc.contributor.author	Δημητρόπουλος, Δημήτριος	el
dc.contributor.author	Dimitropoulos, Dimitrios	en
dc.date.accessioned	2023-03-24T09:48:56Z
dc.date.available	2023-03-24T09:48:56Z
dc.identifier.uri	https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/handle/123456789/57295
dc.identifier.uri	http://dx.doi.org/10.26240/heal.ntua.24993
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	Αποθήκευση ηλεκτρικής ενέργειας	el
dc.subject	Αεριοστρόβιλος ανοιχτού κύκλου	el
dc.subject	Μεταβλητό φορτίο λειτουργίας μονάδας συμπαραγωγής	el
dc.subject	Πράσινο υδρογόνο	el
dc.subject	Ηλεκτρόλυση από ΑΠΕ	el
dc.subject	RES energy storage	en
dc.subject	Hydrogen	en
dc.subject	Load variation of open cycle gas turbine	en
dc.subject	PEM electrolysis	en
dc.subject	cogeneration plant (CHP)	en
dc.title	Τεχνοοικονομική ανάλυση συστημάτων αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας από ΑΠΕ μέσω παραγωγής πράσινου υδρογόνου και αξιοποίησης σε μονάδα συμπαραγωγής με μεταβλητό φορτίο λειτουργίας	el
dc.title	Techno-economic analysis of electricity storage systems from RES through green hydrogen production and utilization in a cogeneration unit with variable operating load	en
heal.type	bachelorThesis
heal.classification	Τεχνοοικονομική ανάλυση	el
heal.language	el
heal.access	free
heal.recordProvider	ntua	el
heal.publicationDate	2023-02-16
heal.abstract	Τις τελευταίες δεκαετίες η επιστημονική κοινότητα εκφράζει όλο και περισσότερες ανησυχίες για τις επιπτώσεις της χρήσης ορυκτών καυσίμων στο κλίμα και τον άνθρωπο. Η ανθρωπότητα βρίσκεται αντιμέτωπη με μη αναστρέψιμα φαινόμενα που απειλούν την παγκόσμια οικονομία και κοινωνία, όπως την κλιματική αλλαγή, την απώλεια βιοποικιλότητας, την αλλαγή του pH των ωκεανών. Είναι πλέον επιτακτική ανάγκη να αναμορφωθεί η οικονομία της ενέργειας και να μεταστραφεί σε ένα πιο βιώσιμο ενεργειακό σύστημα το οποίο θα βασίζεται στις ανανεώσιμες πηγές ενέργειας, στην εξοικονόμηση ενέργειας και την απανθρακοποίηση όλων των τομέων της οικονομίας. Η στρατηγική της Ευρωπαϊκής Ένωσης έχει στραφεί προς αυτή την κατεύθυνση, φιλοδοξώντας να μετατρέψει το ενεργειακό σύστημα των κρατών μελών της σε ένα ανθεκτικό, αξιόπιστο και βιώσιμο σύστημα. Συγκεκριμένα έχουν τεθεί στόχοι να μειωθούν κατά 40% οι εκπομπές αερίων θερμοκηπίου σε σύγκριση με τα επίπεδα του 1990, να αυξηθεί το ποσοστό διείσδυσης των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας στο 32% της συνολικής παραγωγής ενέργειας και να μειωθεί κατά 32,5% η κατανάλωση ενέργειας μέσω εξοικονόμησης. Παρά την αποφασιστικότητα πολλών διεθνών θεσμών να απανθρακοποιήσουν τα παγκόσμια ενεργειακά συστήματα προκύπτουν προκλήσεις που παρεμποδίζουν την απρόσκοπτη διείσδυση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας (ΑΠΕ). Συγκεκριμένα συστήματα ΑΠΕ όπως τα φωτοβολταïκά και τα αιολικά πάρκα, στα οποία μπορεί να βασιστεί η ενεργειακή μετάβαση, έχουν ιδιαίτερα κυμαινόμενο χαρακτήρα που εξαρτάται από τις καιρικές συνθήκες. Το γεγονός αυτό παρεμποδίζει την διείσδυση μεγάλων ποσοστών ΑΠΕ στο ενεργειακό σύστημα καθώς λόγω αναντιστοιχιών προσφοράς και ζήτησης, υπάρχει κίνδυνος το σύστημα να μετατραπεί σε αναξιόπιστο και ανασφαλές. Καθίσταται επομένως ζωτικής σημασίας η δυνατότητα αποθήκευσης της ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας (EES) που παράγουν τα συστήματα ΑΠΕ, σε περιόδους χαμηλής ζήτησης και υψηλής προσφοράς ώστε αυτή να χρησιμοποιείται σε μεταγενέστερο χρόνο. Με αυτόν τον τρόπο δύναται να αντιμετωπιστεί ο απρόβλεπτος χαρακτήρας των ΑΠΕ και να αυξηθούν κατά πολύ τα ποσοστά διείσδυσης τους στο ενεργειακό σύστημα. Με γνώμονα τα παραπάνω στην παρούσα διπλωματική εργασία θα μελετηθούν χημικά συστήματα αποθήκευσης ηλεκτρικής ενέργειας, που θα προέρχεται κατά κύριο λόγο από ΑΠΕ κυμαινόμενου χαρακτήρα, μέσω παραγωγής «πράσινου» υδρογόνου με χρήση ηλεκτρολυτών πολυμερούς μεμβράνης (PEM). Το παραγόμενο υδρογόνο θα υποκαθιστά το φυσικό αέριο ως καύσιμο σε μονάδες αεριοστρόβιλου ανοιχτού κύκλου για συμπαραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας και ωφέλιμης θερμότητας. Συγκεκριμένα, θα μελετηθεί σύστημα μικρής κλίμακας που θα παράγει έως και 12,9 ΜWe ηλεκτρικής ενέργειας και 35,8 ΜWth θερμότητας χαμηλού ή μηδενικού αποτυπώματος άνθρακα (ανάλογα το ποσοστό υποκατάστασης του φυσικό αερίου από υδρογόνο). Θα γίνει ανάλυση και προσαρμογή ήδη υπάρχοντος μοντέλου συμπαραγωγής στο Aspen Plus για διάφορα φορτία λειτουργίας του αεριοστρόβιλου (GT) και θα μελετηθεί η οικονομικότητα παραγωγής και καύσης του υδρογόνο για διάφορα σενάρια παροχής ηλεκτρικής ενέργειας στον ηλεκτρολύτη, φορτίων λειτουργίας του GT και θερμικής υποκατάστασης του φυσικού αερίου από υδρογόνο. Τα συγκεκριμένα συστήματα ονομάζονται Power-to-H2-to-Power και αποτελούν μια μέθοδο για μακροπρόθεσμη αποθήκευση ανανεώσιμης ηλεκτρικής ενέργειας, ενώ αποτελούν εφεδρική μονάδα παροχής ενέργειας, που μπορεί να εξισορροπήσει εποχιακά τις ΑΠΕ. Στο πρώτο κεφάλαιο παρουσιάζεται το ζήτημα της αποθήκευσης ενέργειας και αρκετά στοιχεία που αφορούν τους μελλοντικούς στόχους της Ευρωπαϊκής Ένωσης για το ενεργειακό της δίκτυο. Στη συνέχεια γίνεται μια βιβλιογραφική ανασκόπηση των διάφορων τεχνολογιών αποθήκευσης ενέργειας, ενώ αναλύεται πιο λεπτομερώς η τεχνολογία Power-to-H2. Τέλος παρουσιάζονται με βάση τη βιβλιογραφία τα κυριότερα έργα Power-to-H2-to-Power που έχουν υλοποιηθεί στην Ευρώπη από το 2000-2022. Στο δεύτερο κεφάλαιο γίνεται η παρουσίαση του θεωρητικού υπόβαθρου της διπλωματικής εργασίας. Συγκεκριμένα, παρουσιάζονται τα βασικά χημικά και ενεργειακά χαρακτηριστικά του υδρογόνου και τα διάφορα «χρώματα» στα οποία κατηγοριοποιείται ανάλογα με τη μέθοδο παραγωγής του. Έπειτα γίνεται μια σύντομη περιγραφή της θερμοδυναμικής της ηλεκτρόλυσης και μετά 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). Ακόμα, γίνεται η σύγκριση των παραπάνω τεχνολογιών και παρουσιάζεται ένας πίνακας με τα βασικότερα τεχνικά και οικονομικά χαρακτηριστικά τους. Τέλος, αναλύεται και το φυσικό αέριο ως ενεργειακός φορέας και παρουσιάζονται οι βασικότερες συμβατικές μονάδες παραγωγής ενέργειας, με έμφαση στα τεχνικά χαρακτηριστικά της μονάδας συμπαραγωγής ανοιχτού κύκλου που θα χρησιμοποιηθεί για την τεχνοοικονομική ανάλυση. Στο τρίτο κεφάλαιο παρουσιάζεται μοντέλο ηλεκτρόλυσης της βιβλιογραφίας και τα βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά του που προκύπτουν από βιομηχανικά δεδομένα. Στη συνέχεια χρησιμοποιείται ήδη υπάρχον μοντέλο μονάδας συμπαραγωγής της βιβλιογραφίας το οποίο είναι προσομοιωμένο στο λογισμικό Aspen PlusTM V11 της εταιρίας AspenTech το οποίο προσαρμόστηκε για φορτία λειτουργίας GT 100%, 80%, 60% και 40%. Αναλυτικότερα για το τμήμα GT , υπολογίστηκαν οι ισεντροπικοί βαθμοί απόδοσης συμπιεστή και στροβίλου για τα διάφορα φορτία από μαθηματικές εξισώσεις. Αυτοί χρησιμοποιήθηκαν για το πρώτο «τρέξιμο» του μοντέλου, ωστόσο λόγω αισθητής απόκλισης των βασικών παραμέτρων λειτουργίας που προέκυψαν και των δεδομένων του χάρτη του κατασκευαστή, επαναπροσδιορίστηκαν. Για το τμήμα λέβητα ανάκτησης θερμότητας ορίζονται ορισμένες σχεδιαστικές παράμετροι που είναι κλασσικές για τις μονάδες αυτές προκειμένου να υπολογιστεί η παραγόμενη θερμική ισχύς για κάθε φορτίο λειτουργίας του GT. Στη συνέχεια με βάση τα αποτελέσματα του μοντέλου υπολογίζονται τα βασικά τεχνικά χαρακτηριστικά της συμπαραγωγής για τα διάφορα φορτία λειτουργίας του αεριοστρόβιλου. Η ανάλυση του μοντέλου γίνεται για το βασικό σενάριο καύσης 100% φυσικού αερίου. Για τα σενάρια υποκατάστασης του φυσικού αερίου από υδρογόνο δεν γίνεται προσομοίωση στο μοντέλο καθώς δεν αποτελεί σκοπό της παρούσας διπλωματικής εργασίας η αναλυτική παρουσίαση των ρευμάτων διεργασιών της μονάδας. Επομένως, χρησιμοποιούνται βιβλιογραφικά δεδομένα που παρουσιάζουν πως μεταβάλλονται τα μεγέθη συμπαραγωγής για το κάθε ποσοστό θερμικής υποκατάστασης υδρογόνου (10-100% με βήμα 10%) στο καύσιμο προκειμένου να προσαρμοστούν οι υπολογισμοί της εργασίας για όλα τα σενάρια υποκατάστασης και φορτίου λειτουργίας GT. Τέλος παρουσιάζονται και οι εκπομπές CO2 όπως υπολογίζονται από την μείωση του ποσοστού καύσης φυσικού αερίου και οι εκπομπές NOx με βάση δεδομένα της βιβλιογραφίας. Στο τέταρτο κεφάλαιο της εργασίας υπολογίζονται οι μαζικές παροχές του υδρογόνου για τα διάφορα σενάρια θερμικής υποκατάστασης υδρογόνου (10-100%) και φορτία λειτουργίας του GT (100%, 80%, 60% και 40%). Στη συνέχεια υπολογίζονται οι ετήσιες απαιτούμενες ποσότητες υδρογόνου θεωρώντας συντελεστή χρησιμοποίησης της μονάδας συμπαραγωγής CFCHP=41,37% και γίνεται διαστασιολόγηση του ηλεκτρολυτικού συστήματος PEM. Για την διαστασιολόγηση του συστήματος PEM μελετώνται διάφορα σενάρια συντελεστή χρησιμοποίησης του (CFelec) που εξαρτώνται από την μονάδα παροχής ηλεκτρικής ενέργειας και τον λόγο εγκατεστημένης ισχύος ηλεκτρόλυσης προς συστήματος ΑΠΕ (Pelec,nom/PRES,nom). Θεωρείται ότι τα συστήματα ΑΠΕ τροφοδοτούν κατά προτεραιότητα το ηλεκτρολυτικό σύστημα και είναι άμεσα διασυνδεδεμένα με αυτό. Αφού υπολογιστεί η απαιτούμενη εγκατεστημένη ισχύς για όλα τα σενάρια που αναλύθηκαν, ακολουθεί υπολογισμός των συνολικών βαθμών απόδοσης των διεργασιών PtH2tCHP και PtH2tP. Επίσης στο τέταρτο κεφάλαιο γίνεται μια οικονομική ανάλυση της μονάδας Power-to-H2-to-Power για όλα τα σενάρια που προαναφέρθηκαν. Συγκεκριμένα υπολογίζονται ως συνάρτηση του ποσοστού θερμικής υποκατάστασης υδρογόνου, του συντελεστή εκμετάλλευσης της μονάδας ηλεκτρόλυσης και για διάφορα φορτία λειτουργίας του GT, το σταθμισμένο κόστος παραγωγής υδρογόνου (Levelized Cost of Hydrogen Production), το σταθμισμένο κόστος ηλεκτρικής ενέργειας (Levelized Cost of Electricity) και το σταθμισμένο κόστος ενέργειας (Levelized Cost of Combined Heat & Power) για έτη αναφοράς 2022 και 2030 με σκοπό να ελεγχθεί η εμπορική βιωσιμότητα μιας τέτοιας μονάδας και η ανταγωνιστικότητα της με μονάδες καύσης 100% φυσικού αερίου. Τέλος στο πέμπτο κεφάλαιο της εργασίας παρουσιάζονται τα συμπεράσματα της διπλωματικής εργασίας και προτείνονται θέματα για μελλοντική έρευνα.	el
heal.abstract	In recent decades, the scientific community has become increasingly concerned about the impacts of fossil fuel use on climate and humans. Humanity is facing irreversible phenomena that threaten the global economy and society, such as climate change, loss of biodiversity, and changing ocean pH. It is now imperative that the energy economy is reformed and converted to a more sustainable energy system based on renewable energy sources, energy conservation and the decarbonization of all sectors of the economy. The European Union's strategy is geared in this direction, aiming to transform the energy system of its Member States into a resilient, reliable and sustainable system. In particular, specific targets have been set to reduce greenhouse gas emissions by 40% compared to 1990 levels, to increase the penetration of renewable energy sources to 32% of total energy production and to reduce energy consumption by 32,5% through savings. Despite the determination of many international institutions to decarbonize global energy systems, challenges arise that hinder the seamless penetration of renewable energy sources (RES). Specific RES systems such as photovoltaic and wind farms, on which the energy transition can be based, are highly variable and weather dependent. This hampers the penetration of large amounts of RES into the energy system as, due to mismatches between supply and demand, there is a risk that the system will become unreliable and insecure. It therefore becomes vital to be able to store the renewable electricity (EES) produced by RES systems during periods of low demand and high supply so that it can be used later. In this way, the unpredictable nature of RES can be addressed and their penetration rates in the energy system can be greatly increased. In view of the above, in this undergraduate diploma thesis chemical electricity storage systems will be studied, mainly derived from RES of a fluctuating nature, through the production of "green" hydrogen using polymer membrane electrolytes (PEM). The hydrogen produced will substitute natural gas as a fuel in open cycle gas turbine plants for co-generation of electricity and useful heat. A small-scale system will be studied that will produce up to 12,9 MWe of electricity and 35,8 MWth of low or zero carbon footprint heat (depending on the percentage of substitution of natural gas by hydrogen). An analysis and adaptation of an existing cogeneration model in Aspen Plus for various gas turbine (GT) operating loads will be performed and the economics of hydrogen production and combustion will be studied for various scenarios of electricity supply to the electrolyzer, GT operating loads and thermal substitution of natural gas by hydrogen. These systems are called Power-to-H2-to-Power and are a method for long-term storage of renewable electricity that can act as a backup power supply that can seasonally balance renewable energy sources. The first chapter presents the issue of energy storage and several elements concerning the European Union's future objectives for its energy grid. A literature review of the different energy storage technologies is then presented, and Power-to-H2 technology is discussed in more detail. Finally, the main Power-to-H2-to-Power projects implemented in Europe from 2000-2022 are presented based on the literature. In the second chapter the theoretical background of the thesis is presented. In particular, the basic chemical and energy characteristics of hydrogen and the different 'colours' into which it is classified according to its production are presented. A brief description of the thermodynamics of electrolysis is then given, followed by a presentation of the main electrolysis technologies: Alkaline Electrolysis, PEM Electrolysis and Solid Oxide Electrolysis (SOEC Electrolysis). A comparison of the above technologies is also made, and a table is presented showing their main technical and economic characteristics. Finally, natural gas as an energy carrier is also analyzed and the main conventional power plants are presented, with emphasis on the technical characteristics of the open cycle cogeneration plant that will be used for the techno-economic analysis. The third chapter presents a model of electrolysis from the literature and its basic technical characteristics derived from industrial data. Then an existing cogeneration plant model from the literature is used which is simulated in Aspen PlusTM V11 software from AspenTech and adapted for GT operating loads of 100%, 80%, 60% and 40%. More specifically for the GT section, the isentropic compressor and turbine efficiencies for the different loads were calculated from mathematical equations. These were used for the first "run" of the model, however, due to a noticeable discrepancy between the resulting key operating parameters and the manufacturer's chart data, they were recalculated. For the heat recovery boiler section, certain design parameters that are standard for these units are defined in order to calculate the thermal power generated for each GT operating load. Then, based on the model results, the basic technical characteristics of the cogeneration system are calculated for the different gas turbine operating loads. The model analysis is performed for the baseline scenario of 100% natural gas combustion. For the scenarios of substitution of natural gas by hydrogen no simulation is performed in the model as it is not the purpose of this thesis to present the detailed presentation of the plant process streams. Therefore, literature data showing how the cogeneration quantities change for each percentage of thermal hydrogen substitution (10-100% with a 10% step) in the fuel are used in order to adjust the calculations of the thesis for all substitution and GT operating load scenarios. Finally, the CO2 emissions as calculated from the reduction of the natural gas combustion rate and the NOx emissions based on literature data are also presented. In the fourth chapter of the paper, the hydrogen mass flow rates are calculated for different hydrogen thermal substitution scenarios (10-100%) and GT operating loads (100%, 80%, 60% and 40%). Then, the annual hydrogen demand quantities are calculated assuming a capacity factor of the cogeneration unit CFCHP = 41,37% and the PEM electrolysis system is sized. For the sizing of the PEM system, different capacity factor (CFelec) scenarios are studied, depending on the power supply unit and the ratio of installed capacity of the electrolysis to RES system (Pelec,nom/PRES,nom). It is assumed that the RES systems feed the electrolysis system as a priority and are directly interconnected with it. Once the required installed power has been calculated for all the scenarios analyzed, the overall efficiencies of the PtH2tCHP and PtH2tP processes are calculated. Also, in the fourth chapter an economic analysis of the Power-to-H2-to-Power unit for all the scenarios mentioned above is performed. In particular, the Levelized Cost of Hydrogen Production (LCOH), the Levelized Cost of Electricity (LCOE) and the Levelized Cost of Combined Heat & Power (LCOCHP) are calculated as a function of the hydrogen thermal substitution rate, the electrolysis plant capacity factor and for different GT operating loads for reference years 2022 and 2030 in order to check the commercial viability of such a plant and its competitiveness with 100% natural gas fired plants. Finally, the fifth chapter of the thesis presents the conclusions of the thesis and suggests topics for future research.	en
heal.advisorName	Καρέλλας, Σωτήριος	el
heal.advisorName	Karellas, Sotirios	en
heal.committeeMemberName	Κακαράς, Εμμανουήλ	el
heal.committeeMemberName	Kakaras, Emmanouil	en
heal.committeeMemberName	Χουντάλας, Δημήτριος	el
heal.committeeMemberName	Hountalas, Dimitrios	en
heal.academicPublisher	Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο. Σχολή Μηχανολόγων Μηχανικών. Τομέας Θερμότητας. Εργαστήριο Ατμοκινητήρων και Λεβήτων	el
heal.academicPublisherID	ntua
heal.numberOfPages	195 σ.	el
heal.fullTextAvailability	false