Utnyttelse av spillvarme fra hydrogenproduksjon ved elektrolyse

Abstract

Produksjon av grønt hydrogen ved elektrolyse av vann er en energikrevende prosess hvor omkring 40 % ender som tap. Utnyttelse av biprodukter fra industri vil være avgjørende for å oppnå et samfunn som bygger på sirkulær økonomi ved effektiv utnyttelse av ressurser. Bacheloroppgaven er skrevet i samarbeid med Norwegian Hydrogen og tar for seg problemstillingen å utnytte spillvarmen fra hydrogenproduksjon ved elektrolyse, med utgangspunkt i lokasjonene Hellesylt og Sjøholt. Det blir undersøkt ulike teknologier for utnyttelse av varme i form av lavtemperatur varmenett, organisk Rankine syklus, dampturbin og anvendelse av akkumuleringstank for lagring.

På Hellesylt og Sjøholt ble potensielle forbrukere av lavtemperatur fjernvarme undersøkt og oppvarmingsbehov utredet. Varmenettet ble overdimensjonert ved begge lokasjoner for å ha muligheten til å implementere flere forbrukere. Basert på investeringskostnader og inntekter fra fjernvarme, får et varmenett fortjeneste etter endt levetid på 30 år både ved Hellesylt og Sjøholt.

På bakgrunn av at hydrogenproduksjon vil kreve stopp ved for eksempel vedlikehold, har det blitt undersøkt om en akkumuleringstank kan benyttes for lagring. Da vil akkumuleringstanken kunne forsyne kundene i korte perioder under utkobling av produksjonen. Dette vil være nyttig dersom det skal sørges for forsyningssikkerhet.

Muligheten for å generere strøm fra varme er utfordrende, ettersom det oftest krever svært høye temperaturer. Organisk Rankine syklus kan bruke kjølemedier med lavt kokepunkt til å generere elektrisk energi og er et alternativ ved begge lokasjonene. Det ble sammenlignet tre kjølemedier med 60 °C varmekilde og tre kjølemedier med varmekilde på 80 °C. En økning av temperaturen på mediet til 80 °C resulterte i økte virkningsgrader og økt levert effekt.

Å utnytte spillvarmen i en dampturbinprosess ble vurdert som ulønnsomt grunnet store tap ved å bruke mer energi for å øke temperatur og trykk på vannet for så å kjøre dampen gjennom en turbin med et tap på 70 %.

For å utnytte mest mulig av varmeeffekten fra hydrogenanlegget ble det undersøkt om en kombinasjon av teknologier var å foretrekke. Det innebar å sette kjølevannet fra PtG-conteineren i parallell med varmenettet og en varmepumpe som varmekilde for en ORC. Dette gjør at flere metoder kan anvendes samtidig. Varmenettet vil operere med et vann på omtrent 63 °C og varmepumpen vil varme opp mediet i ORC til 80 °C. Beregninger av fortjeneste ble plottet med hensyn på levetid for de ulike teknologiene. Plottet inneholder investeringskostnader for teknologiene og inntekter fra fjernvarme over en tidsperiode på 30 år, som er levetiden på varmenettet. Det ble tatt hensyn til utskifting av både kundesentraler, varmepumpe og ORC.

Det konkluderes med at en kombinasjon av teknologier vil være et godt alternativ på Sjøholt. Det vil utnytte mest mulig av varmeeffekten fra anlegget og tilskuddet av effekt fra ORC kan bidra til hydrogenproduksjonen. På Hellesylt er det besluttet at et lavtemperatur fjernvarmenett vil være den mest effektive metoden for å anvende den tilgjengelige spillvarmen.

The production of green hydrogen through the electrolysis of water is an energy-intensive process with approximately 40 % ending up as loss. Utilization of byproducts from industry will be crucial in achieving a society based on a circular economy, ensuring efficient resource utilization. The bachelor's thesis, conducted in collaboration with Norwegian Hydrogen, focuses on the issue of harnessing waste heat from hydrogen production by electrolysis, specifically in the locations of Hellesylt and Sjøholt. Various technologies for heat utilization are being investigated, including low-temperature district heating, organic Rankine cycle, steam turbines, and the use of storage with accumulation tanks.

At Hellesylt and Sjøholt, potential consumers of low-temperature district heating were investigated, and heating demands were assessed. The district heating at both locations were overdimensioned to be able to implement further consumers. Based on investment costs and revenue from district heating, the district heating systems generate profits after a lifespan of 30 years, both in Hellesylt and Sjøholt.

Considering that hydrogen production may require shutdowns for maintenance, it has been examined whether an accumulation tank can be used for storage. The accumulation tank would then be able to supply customers during short periods when production is offline. This would be beneficial to ensure reliable supply.

Generating electricity from heat is challenging as it often requires very high temperatures. The organic Rankine cycle can utilize low-boiling-point working fluids to generate electrical energy and is an alternative at both locations. Three working fluids with a heat source at 60 °C were compared, as well as three working fluids with a heat source at 80 °C. Increasing the temperature of the working fluid to 80 °C resulted in higher efficiencies and increased power output.

Utilizing waste heat in a steam turbine process was deemed unprofitable due to significant losses incurred by increasing the temperature and pressure of the water and running the steam through a turbine with a 70 % loss.

To maximize the utilization of the heat output from the hydrogen plant, the investigation considered whether a combination of technologies would be preferable. This involved integrating the cooling water from the PtG containers into parallel with the district heating and using a heat pump as heat source for an Organic Rankine Cycle (ORC). The district heating system would operate with water at approximately 63 °C, while the heat pump would heat the medium in the ORC to 80 °C. Profit calculations were plotted considering the lifespan of the various technologies. The plot included investment costs for the technologies and revenue from district heating over a 30-year time period. Replacement of components were also taken into account.

The conclusion is that a combination of technologies would be a viable option at Sjøholt. It would maximize the utilization of heat output from the plant, and the additional power generated by the ORC could contribute to hydrogen production. In Hellesylt, a low-temperature district heating system is considered the most effective method for utilizing the available waste heat.