Vis enkel innførsel

dc.contributor.advisorÆsøy, Vilmar
dc.contributor.advisorBjørneset, Solveig
dc.contributor.authorGiske, Even Nøtland
dc.contributor.authorKroken, Stian Olsen
dc.date.accessioned2020-07-29T16:00:48Z
dc.date.available2020-07-29T16:00:48Z
dc.date.issued2020
dc.identifier.urihttps://hdl.handle.net/11250/2670427
dc.description.abstractDenne bacheloroppgaven har som mål å finne en god løsning for å utnytte overskuddsenergi i Hellesylt til produksjon av Hydrogen til ferjeruten Hellesylt - Geiranger. Overskuddsenergien i Hellesylt skyldes at strømnettet er underdimensjonert. Dette fører til mye varmgang og tap i nettet. For å redusere tapene er derfor ideen å sette opp en lokal hydrogen fabrikk i Hellesylt. Hovedfokuset i denne oppgaven vil være å gjøre rede for den beste plasseringen av hydrogen-fabrikken med tanke på sikkerhet, pris, transport til lagringstank, visuell forurensning og praktisk utførelse. I tillegg vil oppgaven undersøke salg av bi-produktene, oksygen og varme. Dette for å oppnå en bedre virkningsgrad i det totale energibildet, og for å gjøre hydrogenet konkurransedyktig mot marine diesel. Fire ulike caser har blitt tatt i betraktning. Case 1 handler om å plassere fabrikken hos Ringdal kraftverk, for å så transportere hydrogenet gjennom gassrør til kaien. Case 2 har også fabrikken plassert hos Ringdal kraftverk, men transporterer hydrogenet ved hjelp av lastebil. Case 3 har fabrikken plassert ved kaien i Hellesylt sentrum, kraft overføres ved hjelp av høyspentkabler som går fra Ringdal kraftverk gjennom berggrunnen ned til sentrum. Case 4 omhandler også å plassere fabrikken ved kaien, men transporterer kraften ved hjelp av utvidelse av det eksisterende kraftnettet og ved fullstendig kjøp av kraft. For gassrør-løsningen i Case 1 er totalkostnaden 75 MNOK for tiårsperioden, med en hydrogenpris på 40 NOK/kg. For lastebil-løsningen i Case 2 er totalkostnaden på 71 MNOK for tiårsperioden, med en hydrogenpris på 38 NOK/kg. For løsningen med høyspentkabel i rør, Case 3, er totalkostnaden for tiårsperioden 109 MNOK. Dette gir en hydrogenpris på 58 NOK/kg. Siste løsningen med tilkobling til eksisterende nett i Case 4, gir en totalkostnad på 114 MNOK og en hydrogenpris på 60 NOK/kg. For valg av case har sikkerhet høyest prioritering, etterfulgt av pris. Transportløsning med lastebil og hydrogenfabrikken plassert på Ringdal i Case 2 gir lavest kostnad og hydrogenpris, mens transport ved rørledning og samme plassering i Case 1 gir nest lavest. Forskjellen på 2 NOK/kg mellom casene kan være forårsaket av usikkerheter i beregningene, dermed vil sikkerheten være den avgjørende faktoren. Case 1 scorer bedre på sikkerhet enn Case 2 og scorer derfor best av alle totalt. Case 1 blir derfor vurdert over Case 2 på grunn av dette. Høyspentkabel fra Ringdal i Case 3 gir nest høyest kostnad og hydrogenpris, mens tilkobling til eksisterende nett i Case 4 gir høyest kostnad og hydrogenpris. Det skiller også 2 NOK mellom Case 3 og 4. I tillegg kommer både Case 3 og 4 dårligst ut på sikkerhet. Salg og transport av oksygen til nærliggende landbaserte oppdrettsanlegg viser seg å være mulig. Salg av oksygen kan gi en bi-inntekt på 1.9 MNOK netto. Dette vil gi en 17-20 \% lavere hydrogen pris for alle Casene. Varme som bi-produkt, er det kun for Case 3 og 4 som har formål med å utnytte dette, grunnet den sentrumsnære plasseringen av elektrolysefabrikken. Det vil også produseres varme tilsvarende 1 400 MWh som vil kunne benyttes som oppvarming etter tap i transport og utstyr. Case 1, transport via rørledning er den beste løsningen totalt sett med tanke på sikkerhet og økonomi. Denne gir en lav hydrogenpris, samtidig som sikkerheten er høy. Et annet godt alternativ vil være Case 2, transport med lastebil. Denne gir en enda lavere pris, men en lavere sikkerhet enn Case 1. Case 3 og 4 gir høye kostnader og utfordringer knyttet til konsesjon og nett-tariffer. Disse er derfor vurdert til å ikke være like konkurransedyktige.
dc.description.abstractThis bachelor thesis aims to find a good solution to utilise the surplus energy in Hellesylt for hydrogen production to the ferry route Hellesylt-Geiranger. The reason for the surplus energy in Hellesylt is due to the electrical grid being undersized. This lead to a lot of heat and power loss at the grid. To reduce the losses and utilise the surplus energy, the idea is to build a hydrogen factory in Hellesylt. The main focus of this thesis will be to find the best solution for the location of the electrolyser with focus on safety, pricing, hydrogen transport, visual pollution and practical execution. Furthermore, the thesis will look at opportunities for the sale and usage of the bi-products, oxygen and heat. The reason for this is to achieve better efficiency in the overall energy picture and to make the hydrogen competitive against marine diesel. Four different cases are taken into consideration. Case 1 is about placing the factory at Ringdal power plant and then transporting the hydrogen through a gas pipe to the quay. Case 2 also has the factory located at Ringdal power plant, but transports the hydrogen by a truck. Case 3 has the factory located at the quay in Hellesylt centre, power is transferred using a high voltage cable that goes from Ringdal power plant through the bedrock down to the city centre. Case 4 also deals with placing the factory at the quay, but are transporting the power by expanding the existing power grid and by purchasing power. For the gas pipe solution in Case 1, the total cost will be 75 MNOK for the ten-year period. This gives a hydrogen price of 40 NOK/kg. For the truck solution in Case 2, the total cost is 71 MNOK for a ten-years period. The hydrogen price will then be 38 NOK/kg. For the solution with a high voltage cable in a pipe, Case 3, the total cost for the ten-years period will then be 109 MNOK. This gives a hydrogen price of 58 NOK/kg. The last solution with connection to the existing grid in Case 4 gives a total cost of 114 MNOK, and a hydrogen price of 60 NOK/kg. Safety has the highest priority when choosing one of the cases, while the economy comes second. Transport solution with truck and hydrogen plant located at Ringdal in Case 2 gives the lowest cost and hydrogen price, while transport by pipeline and the same location in Case 1 gives the second-lowest. The difference at 2 NOK/kg between the cases might be caused by the uncertainties in the calculations, so safety will be the deciding factor. Case 1 scores better on safety than Case 2 and is therefore higher valued than Case 2. High-voltage cable from Ringdal in Case 3 gives the second-highest cost and hydrogen price, while connection to existing grid in Case 4 gives the highest cost and hydrogen price. This also have the same difference at 2 NOK/kg, which could also be caused by uncertainties in the calculations. Furthermore, Case 3 and 4 have the lowest scores on safety. Oxygen transport and sales to nearby land-based fish farms are proved to be possible. Oxygen sales can yield a net income of 1.9 MNOK. This will give a 17-20 \% lower hydrogen price for all the cases. Regarding heat as one of the bi-products, it is only for Case 3 and 4 were it could serve any purpose, due to the location of the electrolysis plant. The usable heat after losses in equipment and transportation is 1.400 MWh. It is therefore concluded that Case 1, transport via pipeline, is the best solution overall in terms of safety and economy. This gives a low hydrogen price, while the safety is high. Another good alternative would also be Case 2, truck transport, with an even better price, but lower safety. Case 3 and 4 present high costs and challenges related to concession and grid-rates. These are therefore considered not to be as competitive.
dc.publisherNTNU
dc.titleAlternative locations of hydrogen-factory utilising surplus energy in Hellesylt, for zero-emission maritime transport in Geiranger
dc.typeBachelor thesis


Tilhørende fil(er)

Thumbnail

Denne innførselen finnes i følgende samling(er)

Vis enkel innførsel