Mid-scale hydrogen distribution chains

Abstract

Dagens næringer streber etter å redusere karbonfotavtrykket og å gå inn i den grønne omstillingen verden sårt trenger. Hydrogen har vist seg å være en lovende løsning for grønn energi. Det er en allsidig energibærer som har ulike distribusjonsmetoder, hvor lagring i væskeform og høyt trykk er to anerkjente metoder. Distribusjonskjeden trenger imidlertid ytterligere undersøkelser for å øke interesse og tilgjengelighet. Denne studien skal gi innsikt i økonomi og energibehov for en distribusjonskjede for hydrogen. Kapasiteten vil være av mellomskala med en daglig hydrogenproduksjon på 6 tonn. Hydrogenet skal distribueres enten i flytende eller komprimert form til en sluttbruker med et trykk på 350 bar. Rapporten gir en oversikt over teknologi relatert til hydrogenkjedene, som inkluderer produksjon, lagring, distribusjon og bunkring. Kompressoreffektiviteten har også blitt undersøkt som en del av denne studien og en effektivitetskurve har blitt utarbeidet, da kompressorene underveis i kjeden er energikrevende og utgjør en større forskjell i det totale energibehovet for kjeden. Effektivitetskurven brukes videre i simuleringer, i Dymola programvare, for å etablere det totale energibehovet for kompressorene. Den dynamiske programvaren gir også informasjon om forholdene i hydrogentankene ved fylling og tømming, noe som vil avgjøre behovet for kjøleanlegg. Noen av verdiene for energibehovet er validert med Engineering Equation Solver (EES). Tre ulike distribusjonskjeder har blitt undersøkt, hver av dem inneholder et produksjonssted, en transportfase og en fyllestasjon. Produksjonsstedet vil til daglig ha et energibehov på 306 til 315 MWh, som inkluderer en elektrolysør med et daglig behov på 300 MWh og kompressorenergi. For fyllestasjonen er kun kompresjonsarbeid en del av det daglige energibehovet, da resultatene viser at det ikke er behov for et kjøleanlegg. Dermed ender det daglige energibehovet på mellom 800 og 1 700 kWh, der forskjellen skyldes de ulike strategiene på fyllestasjonen. Videre er levetidskostnad for hydrogen (LCOH) beregnet ved å bruke kostnadsdata fra gjennomført litteraturundersøkelse for investeringskostnader og det daglige energibehovet. De tre undersøkte distribusjonskjedene har en LCOH på EUR 8,0 /kg H2, EUR 8,2 /kg H2 og EUR 8,3 /kg H2. Den flytende hydrogenkjeden er beregnet utelukkende fra litteraturdata og har en LCOH på EUR 8,2 /kg H2. Basert på disse estimatene er det tydelig at distribusjonskjedene for både flytende og komprimert hydrogen effektivt kan konkurrere med hensyn til kostnader. Ytterligere beregninger og analyser må imidlertid utføres for å ta en helhetlig beslutning om den foretrukne distribusjonsmetoden.

Industries strive to reduce their carbon footprint and to enter the green transition the world desperately needs. Hydrogen has been proven to be a promising solution for green energy. It is a versatile energy carrier and can be distributed in several matters, whereas storing as liquid and at high pressure are two recognized methods. However, the distribution chain needs further investigation to gain more interest and prove its availability. Furthermore, this study aims to provide insights into hydrogen distribution systems' economics and energy demands. The capacity of the distribution chain is of mid-scale with a daily hydrogen production of 6 tons. The hydrogen will be distributed either in liquid or compressed form to an end-user with a 350 bar pressure rating. The report provides an overview of technology related to the hydrogen distribution chains, including production, storage, distribution, and bunkering. Compressor efficiency has also been investigated as a part of this study and an efficiency curve has been developed, as the compressors along the chain are energy demanding and play a role in the overall efficiency of the hydrogen distribution system. The efficiency curve is used further in simulations, in Dymola software, to establish the total energy demand for the distribution process. The dynamic software also provides information on the changing conditions in the hydrogen tanks when charged and discharged, which will determine the need for refrigerators. Some energy demand values are validated with Engineering Equation Solver (EES). Three different approaches to a distribution chain have been investigated, including a production site, a transportation phase, and a refueling station. The production site will have a total daily energy demand of 306 to 315 MWh, which includes an electrolyzer with a daily demand of 300 MWh and compressor energy. For the refueling site, only compression work is a part of the daily energy demand, as results show there is no need for a refrigeration system. Thus, the daily energy demand ends up being between 800 and 1 700 kWh, where the difference is due to various strategies at the refueling station. Further, the levelized cost of hydrogen (LCOH) is calculated utilizing cost data from a literature survey for investment cost and the daily energy demand. The three distribution chains investigated have an LCOH of EUR 8.0 /kg H2, EUR 8.2 /kg H2 and EUR 8.3 /kg H2. The liquid hydrogen chain is calculated solely on literature data and has an LCOH of EUR 8.2 /kg H2. Based on these estimations, it is evident that both the liquid and gaseous hydrogen distribution chains can compete effectively in terms of cost. However, additional calculations and analysis must be conducted to make a holistic decision on the preferred distribution method.