Undersøkelse av hydrogenproduksjon fra havvind i øydrift

Abstract

Målet med denne bacheloroppgaven er å undersøke hvilken utforming av en 1GW havvindpark kombinert med et elektrolyseanlegg som er mest lønnsom. Fem caser med vindkraftproduksjon i feltet Sørlige Nordsjø II sammenlignes, og det brukes både eksisterende og fremtidsaktuell teknologi.

Det tas utgangspunkt i en modellert effektkurve til en 15MW Vestas vindturbin, kombinert med vinddata fra ett år i Sørlige Nordsjø II. Deretter simuleres modellen med ulike elektriske komponenter for hver case, og kraften fra vindparken brukes for å beregne hydrogenproduksjonen. To forskjellige former for elektrolyse brukes i casene, avhengig av om plasseringen av elektrolyseanlegget er offshore eller onshore. Et større batterianlegg brukes for å jevne ut kraftproduksjonen og forsyne vindparken med kraft ved lite produksjon. Kostnader for hele prosjektet blir simulert og beregnet, og disse brukes for å beregne en "Levelized Cost of Hydrogen" (LCOH) for hver case. Dette er en metode som beregner forventet gjennomsnittlig kostnad for hydrogenet over livstiden til prosjektet.

Resultatene viser at man i beste case oppnår en LCOH på 5.71 €/kg. Denne casen produserer hydrogen ved alkalisk elektrolyse på land, og tar i bruk en modulær HVDC generator under utvikling ved NTNU. Den mest realistiske casen bruker en permanent magnet synkrongenerator, og overfører kraften ved bruk av HVDC til land, der hydrogenet produseres i et alkalisk elektrolyseanlegg. LCOH for denne casen ble 6.24 €/kg. Til sammenligning er LCOH for hydrogen produsert gjennom elektrolyse med tysk energimix i 2019 på 6.5 €/kg.

The aim of this bachelor’s thesis is to investigate which design of a 1GW offshore wind farm combined with an electrolysis plant is the most profitable. Five cases with wind power production in "Sørlige Nordsjø II" are compared, and both existing and future technology is used.

The power production is based on a modeled power curve for a 15MW Vestas wind turbine, combined with wind data from one year in "Sørlige Nordsjø II". The model is then simulated with different electrical components for each case, and the power from the wind farm is used to calculate hydrogen production. Two different forms of electrolysis are used in the cases, depending on the location of the electrolysis system (offshore or onshore). A larger battery system is used to even out the power supply, and deliver power to components when the power supply from the wind farm is low. Costs for the entire project are simulated and calculated, and these costs are used to calculate a "Levelized Cost of Hydrogen" (LCOH) for each case. This is a method that calculates the expected average cost of hydrogen over the lifetime of the project.

The results show that in the best case an LCOH of 5.71 €/kg is achieved. This case produces hydrogen by alkaline electrolysis on land, and uses a modular HVDC generator under development at NTNU. The most realistic case uses a permanent magnet synchronous generator, and transmits the power using HVDC to land, where the hydrogen is produced in an alkaline electrolysis plant. The LCOH for this case was 6.24 €/kg. In comparison, LCOH for hydrogen produced through electrolysis of water with a German energy mix in 2019 was 6.5 €/kg.