Academic literature on the topic 'Vätgasproduktion'

Världen står inför utmaningen att minska sin klimatpåverkan som till en del beror på utsläpp av växthusgaser såsom koldioxid. Detta samtidigt som behovet av energi spås öka markant. Förnybara källor, företrädesvis vind- och solkraft, spås öka sin andel av den globala energiförsörjningen. Förnybar elkraftgenerering är dock inte oproblematisk då produktionen är svår att förutspå. När solen lyser eller vinden blåser sammanfaller dessutom inte alltid med när behovet av elektricitet finns vilket skapar stabilitetsproblem i elnätet. Att lagra energi för att sedan kunna återföra är ett sätt att både lösa stabilitetsproblem i elnätet och säkerställa att energi finns när den behövs. I den här studien undersöks möjligheten att, med el från vindkraft, genom elektrolys framställa vätgas som sedan lagras för att senare återföras som el via bränslecell eller säljas som råvara. Avsikten är att motverka negativa ekonomiska konsekvenser vid försäljning av intermittent vindkraft. I studien används modeller som gör simuleringar utifrån historiska data för 2019 från en vindpark. Detta för att undersöka om regleravgifter vid prognosavvikelser går att undvika eller delvis motverka samt om det går att flytta elproduktion i tid med en vätgasanläggning för att förbättra det ekonomiska utfallet för en vindkraftsproducent. Resultaten visar att detta i dagsläget inte är lönsamt utifrån de antaganden som gjorts. Detta främst för att alltför få drifttimmar uppnås i båda fallen. Studien visar att det dock kan vara lönsamt om syftet är att producera vätgas istället för att vara ett stöd för en vindkraftsproducent.
The world faces the challenge of reducing the emissions of greenhouse gases in order to mitigate climate change. At the same time, global energy demand is predicted to increase significantly. Renewable power generation like wind and solar power are believed to dominate the increase of needed power generation. These renewables power sources do not come without problems. Power fluctuations, due to their variable production causes grid stability problems and does not necessarily correspond to the demand for energy. Energy storage is a possible solution for both grid stability as well as for non-corresponding production/demand situations. This study investigates the feasability of hydrogen production by water electrolysis with electricity from a wind park. The produced hydrogen could either be sold or stored and used in a fuel cell to generate electricity at a later point in time. The aim is to mitigate negative economic consequenses from selling intermittent wind power. In the study simulations are made with historic data from 2019 from a wind park. Two models were created to investigate if imbalance costs due to forecast errors could be avoided or partially avioded and to investigate the possibility to move production of electricity in time and avoid unfavourable spot market prices. This in order to enhance the finacial results. The results from the study shows that at the present moment this is not a profitable approach with the assumptions made. The foremost reason for this is that too few system operating hours is obtained in each case. However, the results also shows that if the objective shifts from supporting wind power to producing hydrogen, the outcome could be profitable.

Avfall och fossila bränslen står för två svåra miljöproblem i världen idag. I takt med att populationen ökar i världen ökar konsumtion och därmed avfallsmängden men också användningen av fossila bränslen. När avfallsmängden ökar växer också behovet för sofistikerade avfallsbehandlingsmetoder och när fossila bränslen fortsätter att dominera energimarknaden så krävs alternativa bränslen. Detta arbete har utförts i syfte att utforska en metod där båda dessa problem hanteras på ett nytänkande sätt. En förgasningsprocess där avfall förgasas och vätgas kan extraheras ur den syntetiska gasen är en ny väg att utforska en avfallshantering där produkten dessutom kan användas som substitut till fossila bränslen. Förgasning är en kemisk återvinningsmetod där ett kolbaserat substrat oxideras i en miljö med begränsad eller ingen tillgång till syre. Den kemiska processen är inte helt olik förbränning och faktum är att även förbränningsreaktioner sker under förgasningsprocessen. Den begränsade syremiljön gör dock att de blir begränsade. Det är istället andra oxideringsreaktioner som oxiderar bränslet. Processen kan vara både endo- och exotermisk beroende på oxideringsmedel. Används ånga som oxideringsmedel måste värme tillföras systemet. Detta arbete har utformats efter en studie utförd av He et al. (2009a) som i laboratorieskala producerat en syntetisk gas med högt vätgasinnehåll och hög kvalitet i form av låg tjärhalt. Förgasningsmetoden har därför efterliknat denna studie. En skillnad är förgasningsreaktorn som i denna studie har anpassats så att värmetransport är möjlig från en värmepanna där förbränning av biobränsle sker. Detta är anledningen till att en förgasningskammare av typen dubbelbäddsförgasare har valts. Värmepannan som används är Hovhults värmepanna i Uddevalla som ägs av Uddevalla Energi och data för 2014 års drift har erhållits. Modellen som har byggts upp med hjälp av Excel har fokuserat på främst energiflöden utav ett system där förgasningsreaktor, värmepanna, ångcykel, vätgasseparation och gasturbin ingår. I systemet har energiflöden integrerats så gott det går för att bevara energi inom systemet men även för att säkerställa att fjärrvärmebehovet möts. Vidare har även en juridisk del ingått med syftet att kunna klassificera anläggningen och avgöra i vilket skede avfallet upphör att vara avfall och när en produkt har skapats i förgasningsprocessen. Resultatet visar att fjärrvärmebehovet blir bemött samtidigt som el- och vätgasproduktion sker med en total verkningsgrad för systemet som beräknats till 82,5 %. Under främst sommarmånaderna produceras också en mängd överskottsvärme för vilken användningsområden måste hittas. Vidare har den juridiska analysen av det tidigare fallet C-317/07 Lahti Energia gett tolkningen att förgasningskammaren klassas som en samförbränningsanläggning som producerar en produkt, vätgas. Produkten antas bildas i ögonblicket då avfallet förgasas och övergår till gasform.
Waste and fossil fuels count as two great threats for the environment in today’s society. As the world population continues to increase so does consumption and levels of waste plus the usage of fossil fuels. When the waste levels keep increasing the demand for waste treatment methods becomes higher than ever. Combine this with the increasing usage of fossil fuel which feeds the demand for alternative fuels. This master thesis has been carried out to evaluate a method in which both of these global issues are addressed. Hydrogen production through gasification of municipal solid waste is a new method of waste treatment where the product has the potential to replace fossil fuels. Gasification is a chemical recycling method in which a carbon-based material gets oxidized in an oxygen free or limited environment. The chemical process is not far from traditional oxidation, combustion. The fact is that also traditional combustion reactions have a certain role within a gasification process although full combustion is avoided due to the lack of oxygen. The gasification of waste is commenced with an oxidant such as pure oxygen or steam. Depending on the oxidant the process can be either endothermic or exothermic. If steam is used as an oxidant the process is endothermic and heat has to be introduced to the system. The gasification study issued by He et al. (2009a) is widely used as a reference in this thesis because of their result producing a syngas with high hydrogen level and low tar content. As far as possible the gasification method of this thesis has been imitative to the one of He et al. (2009a) with the only difference being an adjustment so that heat transfer is possible from Hovhult heat plant. This is the reason why a double fluidized bed has been chosen as gasification reactor. The heat plant is located at Hovhult in Uddevalla and data has been delivered by Uddevalla Energi from their production during 2014. The main focus of the thesis is to calculate the energy flows of the system, which includes the gasification reactor, the heat plant, hydrogen separation, steam and gas turbine. These calculations have been carried out in a model that has been built in Excel. The energy flows and the processes within the system have been integrated in a way so that energy conservation within the system is maximized. In addition, the heat demand from the district heat network has been met in all cases. Furthermore, Swedish and European legislation has been investigated in order to classify the combined gasification and heat plant and determine where in the process the waste is considered to be a product instead of waste. The result shows that enough heat is produced to meet the district heat requirements and also that hydrogen and electricity can be produced during the process. The energy efficiency of the system has been calculated to 82.5 %. A problem that needs to be handled is the amount of excess heat produced during the summer months. The analysis of the legislation regarding waste and especially the Lahti Energia Case C-317/07 shows that the gasification unit should be classified as a co-incineration plant that produces hydrogen. The waste is assumed to transform into a product the instant it is gasified.

Sedan 2016 har flera politiska incitament genomförts för att undersöka möjligheten för att få den nordiska vätgasmarknaden att växa. Vätgas är en energibärare med potential att användas som ett miljövänligt drivmedelsalternativ för transportflottan eftersom utsläppen vid användning med bränslecell är rent vatten och bränslecellsbilar har en hög energieffektivitet i jämförelse med bilar med traditionella förbränningsmotorer. De enda utsläppen som förknippas med vätgas är de som sker i samband med produktionen av gasen. Det finns flera olika sätt att producera vätgas ur olika substrat. Idag produceras den mesta vätgasen från naturgas på raffinaderier för användning i bensin- och dieselproduktion. Det planeras en expansion av tankstationer för vätgas i Sverige, men då det finns få producenter så finns det ett intresse för Tekniska verken i Linköping AB att undersöka vad olika produktionsvägar för vätgas har för fördelar och nackdelar i jämförelse med andra biodrivmedel som fordonsgas och elektricitet. Studiens syfte var att undersöka tekniskt lämpliga produktionsvägar för vätgas som är kompatibla med biogasproduktion eller vindkraftsel, och jämföra de olika produktionsvägarna med biogas och vindkraftsel i relation till klimatpåverkan och energieffektivitet då drivmedel för 100 km körsträcka produceras. Efter en teknisk screening av vätgasproduktion, biogasproduktion och elektricitet från vindkraft konstanterades att vätgasproduktion viaångreformering av biogas, tvåstegsrötning av organiskt avfall och PEM-elektrolys är de produktionsvägar som har bäst potential för miljövänlig vätgasproduktion hos Tekniska verken i Linköping AB. Vidare kartlades viktiga parametrar för modellering och simulering av klimatpåverkan i programvaran simaPro. För jämförelse av produktionsvägarna för vätgas från rötning av matavfall användes WTW-metodik. För jämförelsen mellan elektricitet och elektrolys användes modifierad LCA-metodik med klimatpåverkan för hela livscykeln för vindkraftverket men för resterande processteg användes endast klimatpåverkan för driften för produktionen. Resultaten för jämförelsen mellan produktion av biogas, ångreformering och tvåstegsrötning visar ingen tydlig skillnad i varken klimatpåverkan eller energieffektivitet. Studien påvisar däremot att ångreformering av fordonsgas behöver mindre mängd matavfall för produktion av drivmedel för 100 km körsträcka (38 kg/100km) i jämförelse med tvåstegsrötning (44 kg/100km) och biogas (54 kg/100 km). För jämförelsen mellan produktion av vätgas via elektrolys och vindkraftsel visades systemet för vindkraftsel (23,6 kWh/100 km) vara dubbelt så energieffektivt jämfört med systemet för elektrolys (50,9 kWh/100 km), medan systemens klimatpåverkan förhöll sig till en liknande ratio med 0,154 kg CO2-eq utsläpp/100 km i jämförelse med 0,343 kg CO2-eq utsläpp/100 km. Studien visar att vid analys av energieffektivitet och klimatpåverkan för närbesläktade produktionssystem så spelar energieffektiviteten i använd bil stor roll för resultatet. Studiens resultat är framförallt intressant för svenska energibolag som vill veta mer om vätgasproduktion och hur dess klimatnytta och energiproduktion förhåller sig till andra fossilfria drivmedel.

Hydrogen has the potential to become an important energy carrier in the future with many areas of applications, as a clean fuel for transportation, heating, power generation in places where electricity use is not fit, etc. Already today hydrogen plays a key role in numerous industries such as petroleum refineries and chemical industries. There are different production methods for hydrogen. Today, natural gas reforming is the most commonly used. With the growing importance of green production paths, hydrogen production by electrolysis is expected to grow. Two main electrolyzer technologies are used today; alkaline and polymer electrolyte membrane electrolyzer. High-temperature electrolyzers are also interesting techniques, where solid oxide is under development and molten carbonate electrolyzers is researched. In this thesis, a comparative life cycle analysis was performed on the alkaline and molten carbonate electrolyzer. Due to inaccurate inventory data for the molten carbonate electrolyzer, those results are excluded from the published thesis. The environmental performance of the alkaline electrolyzer technology was compared to that of the solid oxide and the polymer electrolyte membrane electrolyzers. The system boundaries were set as cradle to gate. Thereby, the life cycle steps included in the study are raw material extraction, electrolyzer manufacturing, hydrogen production, and transports in between these steps. The functional unit was chosen as 100 kg produced hydrogen gas. The results show that the polymer electrolyte membrane electrolyzer has the lowest environmental impact out of the compared technologies. It is also determined that the lifetime and the current density of the electrolyzers have significant impact on their environmental performance. Moreover, it is established that electricity for hydrogen production has the highest environmental impact out of the electrolyzers life cycle steps. Therefore, it is important to make sure that the electricity used for hydrogen production derives from renewable sources.
Vätgas har potential att spela en viktig roll som energibärare i framtiden med många användningsområden, såsom ett rent bränsle för transporter, uppvärmning, kraftförsörjning där elproduktion inte är lämpligt, med mera. Redan idag är vätgas ett viktigt inslag i flera industrier, där ibland raffinaderier och kemiska industrier. Det finns flera metoder för att producera vätgas, där reformering av naturgas är den största produktionsmetoden idag. I framtiden spås vätgasproduktion med elektrolys bli allt viktigare, då hållbara produktionsprocesser prioriteras allt mer. Idag används främst två elektrolysörtekniker, alkalisk och polymerelektrolyt. Utöver dessa är högtemperaturelektrolysörer också intressanta tekniker, där fastoxidelektrolysören är under utveckling och smältkarbonatelektrolysören är på forskningsstadium. I det här examensarbetet har en jämförande livscykelanalys utförts på alkalisk- och smältkarbonatelektrolysören. På grund av felaktiga indata för smältkarbonatelektrolysören har dessa resultat uteslutits från den publika rapporten. Miljöpåverkan från den alkaliska elektrolysören har sedan jämförts med miljöpåverkan från fastoxid- och polymerelektrolytelektrolysörerna. Systemgränserna sattes till vagga till grind. De livscykelsteg som inkluderats i studien är därmed råmaterialutvinning, elektrolysörtillverkning, vätgasproduktion och transporter mellan dessa steg. Den funktionella enheten valdes till 100 kg producerad vätgas.  Resultaten visar att polymerelektrolytteknologin har den lägsta miljöpåverkan utav de tekniker som jämförts. Resultaten påvisar också att livstiden och strömtätheten för de olika teknikerna har signifikant påverkan på teknikernas miljöpåverkan. Dessutom fastslås att elektriciteten för vätgasproduktion har högst miljöpåverkan utav de studerade livscykelstegen. Därför är det viktigt att elektriciteten som används för vätgasproduktionen kommer ifrån förnybara källor.

I Uppsala är elnätet hårt belastat vilket gör att den tillgängliga effekten är begränsad och varierar beroende på om det är höglasttid eller låglasttid. Ett sätt att förhålla sig till situationen är att ta fram energieffektiva lösningar och att bättre utnyttja de resurser som redan finns tillgängliga. Vätgas är en molekyl som har många tillämpningsområden och som därmed spelar en viktig roll i en sådan energiomställning. Projektet undersöker möjligheterna att integrera en elektrolysör, som skapar vätgas från vatten och elektricitet, till metaniseringsprocessen på Kungsängens gård i Uppsala med hjälp av en simulering byggd i Excel. Kungsängens gård är en biogasanläggning där kompost och avfall omvandlas till biogas som i sin tur kan användas som bränsle till Uppsala Regionens bussar. Med en installerad solcellseffekt på 4 200 kW och drygt 3 000 kW installerad effekt av vindkraftverk kan tre extra regionbussar och en extra stadsbuss drivas varje år med en elektrolysör på 2 000 kW. Med enbart en installerad solcellseffekt på 4 200 kW kan två extra regionbussar och en extra stadsbuss drivas varje år med hjälp av en elektrolysör på 1 800 kW. I båda scenarierna skulle det dock krävas en vätgastank för att kompensera för säsongsvariationer i energitillförseln till elektrolysören. Även scenarier där el från elnätet används undersöks i projektet. Att använda vätgasen direkt som bränsle, alternativt omvandla vätgasen till el med en bränslecell och använda denna för att driva elbussar, skulle kunna driva ungefär dubbla antalet bussar men skulle kräva nya investeringar.

There has recently been an increased interest in hydrogen, both as a solution for seasonal energy storage but also for implementations in various industries and as fuel for vehicles. The transition to a society less dependent on fossil fuels highlights the need for new solutions where hydrogen is predicted to play a key role. This project aims to investigate technical and economic outcomes of different strategies for production and storage of hydrogen based on hydrogen demand and source of electricity. This is done by simulating the operation of different systems over a year, mapping the storage level, the source of electricity, and calculating the levelized cost of hydrogen (LCOH). The study examines two main cases. The first case is a system integrated with offshore wind power for production of hydrogen to fuel the operations in the industrial port Gävle Hamn. The second case examines a system for independent refueling stations where two locations with different electricity prices and traffic flows are analyzed. Factors such as demand, electricity prices, and component costs are investigated through simulating cases as well as a sensitivity analysis. Future potential sources of income are also analyzed and discussed. The results show that using an alkaline electrolyzer (AEL) achieves the lowest LCOH while PEM electrolyzer is more flexible in its operation which enables the system to utilize more electricity from the offshore wind power. When the cost of wind electricity exceeds the average electricity price on the grid, a higher share of wind electricity relative to electricity from the grid being utilized in the production results in a higher LCOH. The optimal design of the storage depends on the demand, where using vessels above ground is the most beneficial option for smaller systems and larger systems benefit financially from using a lined rock cavern (LRC). Hence, the optimal design of a system depends on the demand, electricity source, and ultimately on the purpose of the system. The results show great potential for future implementation of hydrogen systems integrated with wind power. Considering the increased share of wind electricity in the energy system and the expected growth of the hydrogen market, these are results worth acknowledging in future projects.