Μοντελοποίηση και τεχνοοικονομική ανάλυση παραγωγής πράσινου υδρογόνου μέσω αλκαλικής ηλεκτρόλυσης

Παλαμίδης, Κυριάκος; Palamidis, Kyriakos

dc.contributor.author	Παλαμίδης, Κυριάκος	el
dc.contributor.author	Palamidis, Kyriakos	en
dc.date.accessioned	2024-06-03T09:12:11Z
dc.date.available	2024-06-03T09:12:11Z
dc.identifier.uri	https://dspace.lib.ntua.gr/xmlui/handle/123456789/59606
dc.identifier.uri	http://dx.doi.org/10.26240/heal.ntua.27302
dc.rights	Default License
dc.subject	Αλκαλική	el
dc.subject	Ηλεκτρόλυση	el
dc.subject	Πράσινου	el
dc.subject	Υδρογόνου	el
dc.subject	Τεχνοοικονομική	el
dc.subject	Alkaline	en
dc.subject	Electrolyser	en
dc.subject	Green	en
dc.subject	Hydrogen	en
dc.subject	Technoeconomic	en
dc.title	Μοντελοποίηση και τεχνοοικονομική ανάλυση παραγωγής πράσινου υδρογόνου μέσω αλκαλικής ηλεκτρόλυσης	el
heal.type	bachelorThesis
heal.classification	Μοντελοποίηση αλκαλικού ηλεκτρολύτη	el
heal.classification	Simulation of alkaline electrolyser	en
heal.language	en
heal.access	free
heal.recordProvider	ntua	el
heal.publicationDate	2024-02-06
heal.abstract	Over the last few years, it has become increasingly clear that in order to address the climate crisis, the penetration of renewable energy sources in much larger shares of the energy mix is a one-way street. Nevertheless, the thoughtfulness of RES raises the issue of finding ‘’energy batteries’’ that will contribute to the flexibility of systems and the decarbonization of hard to abate sectors. Hydrogen seems to be able to play this role by taking the form of a green fuel, which can be produced through water electrolysis using renewable electricity. The aim of this thesis is to carry out the modelling, the simulation and techno-economic analysis of an alkaline electrolyser for green hydrogen production. Hydrogen, as a green fuel, possesses high thermal energy per unit of mass and a similar interchangeability ratio to many conventional fuels. On the flip side, it contains very low energy per unit of volume and raises safety issues. Depending on the method of hydrogen production, it is often divided into different colors that indicates how environmentally friendly it is, with green standing out as the friendliest coming from the electrolysis of water from renewable electricity. Alkaline electrolysis is the most mature technology. Another crucial factor of hydrogen lifecycle is its storage. Hydrogen can be stored as a solid, liquid or a gas with the last being the most common. For the simulation of the electrolysis system Aspen PlusTM was utilized and to properly simulate the behavior of the alkaline stack, Aspen Custom Modeler was used. There, the semi-empirical equations that describe the behavior of a 15 kW experimental electrolyser from the original paper of Sanchez et al., were used. The validation of the stack was successful since the results from the created component matched perfectly with the results from the original paper. Subsequently, an integrated 1.5 MW electrolysis system was developed by adding a cooling system with a fan and water refrigerant, the purification system that isolates hydrogen, which enters the two-stage compressor system to produce the final 200 bar and 25 Celsius hydrogen. The simulation was solved for three different stack pressures (5,7 and 10 bars) and four inlet stack temperatures (50,60,70 and 80 Celsius). The mixture that gets into the stack consists of 65% w/w H2O and 35% w/w KOH electrolyte. The results from the 12 different simulations for power input ranging from 250 to 1500 kW, affecting the load, were transferred to Excel for a system behavior analysis. Comparing the system’s results with 1.5 MW commercial alkaline electrolyser revealed that hydrogen production was in line. However, the efficiency and water amount did not show significant correlation. The results from the simulations aided in extracting performance charts for different loads, stack pressures and inlet stack temperatures. Overall, the system operates more efficiently at lower stack pressures and higher stack inlet temperatures. When the inlet stack temperature increases, more hydrogen is being produced and less energy is being consumed in the cooling system while stack pressure reduction result to smaller amount of hydrogen returning to the stack although more energy is being consumed on the compressors. Ultimately at 5 bar and 80 Celsius, the highest system efficiency of 54.9% is observed, for current density of 0.33 A/cm2 that leads to the generation of 12.93 kg/hr of hydrogen. The highest electrical consumption arises from the electrolyte, followed by the cooling system, the compressors and finally the pumps. Conducting a simple techo-economic analysis of the system, three different scenarios of electrical supply from photovoltaics (PV), wind turbines and the electrical grid were examined, resulting the Levelized Cost Of Hydrogen (LCOH). Wind turbines, due to their lower electricity production cost and higher capacity factor than photovoltaics, lead to the lowest LCOH at 6.6 €/kg, while PV lead to 10.6 €/kg. For the grid connection scenario, the system operation was found to be more efficient for 4000 hours annually, producing hydrogen at a cost of 9.8 €/kg, which is 2.2 €/kg cheaper than the 8000 annual operating hours scenario. In the case of operating under the worst temperature and pressure conditions, the LCOH increased by 1-1.7 €/kg. Finally, by calculating the LCOH for cases where the system is connected to renewable energy sources in a 2030 construction scenario, where the electricity production costs are expected to further decrease, and the capital costs of the alkaline stack electrolysers are expected to decrease as well, the LCOH calculated at 5.2 €/kg and 7.9 €/kg for the wind turbine and the PV connection scenarios, respectively. In capital costs the biggest influence comes from the stack which is followed by the compressors and finally the supply of deionized water. In operational costs, the primary role is played by the cost of electricity, followed by the stack, the compressor, the storage and finally the supply of deionized water.	en
heal.abstract	Κατά την διάρκεια των τελευταίων ετών γίνεται ολοένα και πιο φανερό ότι για την αντιμετώπιση της κλιματικής κρίσης η διείσδυση των ανανεώσιμων πηγών ενέργειας σε πολύ μεγαλύτερα ποσοστά του ενεργειακού μείγματος είναι μονόδρομος. Ωστόσο, η στοχαστικότατα που χαρακτηρίζει τις ΑΠΕ θέτει το θέμα εύρεσης <<μπαταριών>> ενέργειας που θα βοηθήσουν στην ευελιξία των συστημάτων και στην απανθρακοποίηση ιδιόμορφων τομέων της ενέργειας. Τον ρόλο αυτό φαίνεται να μπορεί να παίξει το υδρογόνο παίρνοντας την μορφή ενός πράσινου καυσίμου που μπορεί να παραχθεί από την ηλεκτρόλυση του νερού με χρήση ανανεώσιμου ηλεκτρισμού. Σκοπός της παρούσας διπλωματικής εργασίας είναι να διεξάγει την μοντελοποίηση και τεχνοοικονομική ανάλυση της παραγωγής πράσινου υδρογόνου μέσω αλκαλικής ηλεκτρόλυσης. Το υδρογόνο ως πράσινο καύσιμο διαθέτει πολύ υψηλά ποσά θερμότητας ανά μονάδα μάζας και παρόμοιο δείκτη εναλλαξιμότητας με πολλά από τα συμβατά καύσιμα ενώ από την άλλη διαθέτει πολύ χαμηλή ενέργεια ανά μονάδα όγκου και δημιουργεί ζητήματα ασφαλείας. Ανάλογα με την μέθοδο παραγωγής του υδρογόνου, συχνά χωρίζεται σε διαφορετικά χρώματα που χαρακτηρίζουν και το πόσο φιλικό προς το περιβάλλον είναι, με το πράσινο να είναι πολύ φιλικό προς το περιβάλλον έχοντας παραχθεί από ανανεώσιμο ρεύμα και νερό. Αυτή η μέθοδος παραγωγής ονομάζεται ηλεκτρόλυση και η πιο ώριμη τεχνολογία ηλεκτρόλυσης είναι η αλκαλική. Σημαντικός παράγοντας στον κύκλο ζωής του υδρογόνου είναι και η αποθήκευσή του η οποία μπορεί να γίνει σε στερεή υγρή και αέρια μορφή με την τελευταία να είναι η πιο σύνηθες. Για την μοντελοποίηση χρησιμοποιήθηκε το πρόγραμμα Aspen PlusTM με την βοήθεια του Aspen Custom Modeler στο οποίο δημιουργήθηκε ένα εξειδικευμένο στοιχείο που προσομοιώνει με ακρίβεια την αλκαλική ηλεκτρόλυση νερού με χρήση ημι-εμπειρικών εξισώσεων που έχουν αναπτυχθεί κατά την ανάλυση πειραματικού συστήματος ηλεκτρόλυσης ισχύος 15 kW. H δημιουργία αυτού του στοιχείου κρίθηκε επιτυχής καθώς ήρθε σε πλήρη επαλήθευση με τα αποτελέσματα που προέκυψαν από την αρχική προσομοίωση του Sanchez. Στην συνέχεια δημιουργήθηκε ένα ολοκληρωμένο σύστημα ισχύος 1.5 MW προσθέτοντας το σύστημα ψύξης με ανεμιστήρα και ψυκτικό μέσο νερό, το purification system που απομονώνει το υδρογόνο το οποίο ύστερα εισέρχεται στο διβάθμιο σύστημα των συμπιεστών για να παραχθεί τελικά υδρογόνο πίεσης 200 bar και 25 Celsius. Το μοντέλο αυτό επιλύθηκε για τρεις διαφορετικές πιέσεις ηλεκτρόλυσης 5,7 και 10 bar και για τέσσερις θερμοκρασίες μείγματος εισαγωγής στον ηλεκτρολύτη 50,60,70 και 80 Celsius. Το μείγμα αυτό αποτελείται από 65% κατά βάρος Η2Ο και 35% κατά βάρος ηλεκτρολύτη KOH. Επιλύοντας τα 12 διαφορετικά σενάρια για εισαγωγή ισχύος 250-1500 kW η οποία επηρεάζει το φορτίο, προέκυψαν αποτελέσματα που μεταφέρθηκαν στο excel για να μελετηθεί η συμπεριφορά του συστήματος. Συγκρίνοντας τα αποτελέσματα του συστήματος ηλεκτρολύτες παρόμοιας ισχύος της αγοράς φάνηκε πως η παραγωγή υδρογόνου συμβαδίζει, ωστόσο η απόδοση και η ποσότητα νερού δεν είχαν ιδιαίτερη αντιστοιχία. Τα αποτελέσματα από την επίλυση των συστημάτων βοήθησαν στην εξαγωγή διαγραμμάτων λειτουργίας για διαφορετικό φορτίο, πιέσεις ηλεκτρόλυσης και θερμοκρασίες εισαγωγής στον ηλεκτρολύτη. Συνολικά το σύστημα λειτουργεί πιο αποδοτικά για χαμηλότερες πιέσεις ηλεκτρόλυσης και υψηλότερες θερμοκρασίες εισαγωγής ηλεκτρόλυσης καθώς η αύξηση της θερμοκρασίας έχει σαν αποτέλεσμα ο ηλεκτρολύτης να λειτουργεί πιο αποδοτικά παράγοντα περισσότερο υδρογόνο και καταναλώνοντας λιγότερη ενέργεια στο σύστημα ψύξης, ενώ η μείωση της πίεσης προκαλεί την επιστροφή μικρότερων ποσών υδρογόνου στον ηλεκτρολύτη παρόλο που προκαλεί αύξηση στην κατανάλωση του διβάθμιου συμπιεστή. Έτσι τελικά για 5 bar και 80 Celsius παρατηρείται ο μεγαλύτερος βαθμός απόδοσης συστήματος 54.9% για πυκνότητα ρεύματος 0.33 A/cm2 με 12.93 kg/hr παραγόμενο υδρογόνο. Η μεγαλύτερη ηλεκτρική κατανάλωση προκύπτει από τον ηλεκτρολύτη και ύστερα ακολουθούν το σύστημα ψύξης, οι συμπιεστές και τέλος οι αντλίες. Διεξάγοντας μια απλή τεχνοοικονομική ανάλυση του συστήματος κατά την οποία εξετάστηκαν τρία διαφορετικά σενάρια ηλεκτρικής τροφοδότησης από φωτοβολταϊκά, ανεμογεννήτριες και το ηλεκτρικό δίκτυο προέκυψαν τα σταθμισμένα κόστη του υδρογόνου. Οι ανεμογεννήτριες λόγω του φθηνότερου κόστους παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και υψηλότερου βαθμού εκμεταλλευσιμότητας από τα φωτοβολταϊκά οδηγούν στο χαμηλότερο σταθμισμένο κόστος υδρογόνου 6.6 €/kg ενώ τα φωτοβολταϊκά 10.6€/kg. Για το σενάριο σύνδεσης με το δίκτυο κρίθηκε πιο αποδοτική η λειτουργία του συστήματος για 4000 ώρες ετησίως όπου παράγεται υδρογόνο με κόστος 9.8 €/kg που είναι 2.2 €/kg φθηνότερο από το σενάριο 8000 ωρών λειτουργίας ετησίως. Σε περίπτωση λειτουργίας του συστήματος στις χειρότερες συνθήκες θερμοκρασίας και πίεσης το σταθμισμένο κόστος αυξάνεται κατά 1-1.7 €/kg. Τέλος κάνοντας τους υπολογισμούς για τα σταθμισμένα κόστη για τις περιπτώσεις σύνδεση του συστήματος με ΑΠΕ σε περίπτωση κατασκευής το 2030, όπου τα κόστη παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και τα κεφαλαιουχικά κόστη του αλκαλικού ηλεκτρολύτη αναμένεται να μειωθούν περαιτέρω, υπολογίστηκαν σταθμισμένα κόστη 5.2 €/kg και 7.9 €/kg για το σενάριο σύνδεσης με ανεμογεννήτρια και φωτοβολταϊκά αντίστοιχα. Στα κεφαλαιουχικά κόστη μεγαλύτερη βαρύτητα έχει ο ηλεκτρολύτης και ακολουθεί το σύστημα συμπίεσης και τέλος της αποθήκευσης σε φιάλες αέριου υδρογόνου, ενώ στα λειτουργικά κόστη το κύριο ρόλο παίζει το κόστος της ηλεκτρικής ενέργειας και ακολουθούν ο ηλεκτρολύτης, ο συμπιεστής, η αποθήκευση και τέλος η προμήθεια απιονισμένου νερού.	el
heal.advisorName	Καρέλλας, Σωτήριος	el
heal.advisorName	Karellas, Sotirios	en
heal.committeeMemberName	Καρέλλας, Σωτήριος	el
heal.committeeMemberName	Karellas, Sotirios	en
heal.academicPublisher	Εθνικό Μετσόβιο Πολυτεχνείο. Σχολή Μηχανολόγων Μηχανικών. Τομέας Θερμότητας. Εργαστήριο Θερμικών Διεργασιών	el
heal.academicPublisherID	ntua
heal.numberOfPages	123 σ.	el
heal.fullTextAvailability	false