استفاده از اتلاف حرارتی توربین گازهای نصب شده در تاسیسات دریایی برای تولید هیدروژن و گرما توسط الکترولایزر آلکالین

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسنده

استادیار، گروه مهندسی مکانیک، دانشکده فنی و مهندسی، دانشگاه مراغه، مراغه، ایران

چکیده

در سال­های اخیر، هیدروژن نه تنها به عنوان یک سوخت سبز بلکه به عنوان یک حامل انرژی برای ذخیره­ی انرژی مازاد بر مصرف توجه محققان را به خود جلب کرده است. این درحالیست که استفاده از هیدروژن به عنوان زنجیره­ی تکمیل کننده در تولید سوخت­های جایگزین مانند متانول سبز و آمونیاک سبز اهمیت پرداختن به تولید آن را دوچندان کرده است. در این مطالعه، از تلفات حرارتی توربین گازهای نصب شده در تاسیسات دریایی برای تولید هیدروژن و گرما بوسیله­ی الکترولایزر آلکالین استفاده شده است. اغلب توربین گازهای نصب شده در تاسیسات دریایی برای تامین برق مصرفی تاسیسات استفاده می­شوند و به ندرت از تلفات حرارتی آن­ها استفاده می­شود. در این مقاله، از گرمای موجود در گازهای خروجی از توربین گاز برای راه­اندازی واحد تولید توان در دو مرحله (واحد توربین بخار و واحد چرخه­ی رانکین آلی) استفاده شده و نهایتا توان تولیدی صرف راه­اندازی الکترولایزر نصب شده و تولید هیدروژن گردید. نتایج تحقیق حاضر نشان داد در شرایط پایه به ازای دمای گازهای خروجی توربین گاز 450، 525 و 600 درجه سلسیوس، نرخ هیدروژن تولیدی به ترتیب 1308، 1769 و 2191 تن بر سال و آهنگ گرمای تولیدی به ترتیب 2/3، 3/4 و 4/5 مگاوات می­باشد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


[1]  Yadav D. and Banerjee R., Economic assessment of hydrogen production from solar driven high-temperature steam electrolysis process. J. Clean. Prod., vol. 183, pp. 1131–1155, May 2018.
[2]  Akrami E., Nemati A., Nami H. and Ranjbar F., Exergy and exergoeconomic assessment of hydrogen and cooling production from concentrated PVT equipped with PEM electrolyzer and LiBr-H2O absorption chiller. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 43, no. 2, 2018.
[3]  Nami H., Mohammadkhani F. and Ranjbar F., Utilization of waste heat from GTMHR for hydrogen generation via combination of organic Rankine cycles and PEM electrolysis. Energy Convers. Manag., vol. 127, 2016.
[4]  Zhang H., Wang L., Van herle J., Maréchal F. and Desideri U., Techno-economic comparison of green ammonia production processes. Appl. Energy, vol. 259, p. 114135, Feb. 2020.
[5]  Siddiqui O. and Dincer I., A new solar energy system for ammonia production and utilization in fuel cells. Energy Convers. Manag., vol. 208, p. 112590, Mar. 2020.
[6]  Nami H., Ranjbar F. and Yari M., Methanol synthesis from renewable H2 and captured CO2 from S-Graz cycle – Energy, exergy, exergoeconomic and exergoenvironmental (4E) analysis. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 44, no. 48, pp. 26128–26147, 2019.
[7]  Nami H., Ranjbar F. and Yari M., Thermodynamic assessment of zero-emission power, hydrogen and methanol production using captured CO2 from S-Graz oxy-fuel cycle and renewable hydrogen. Energy Convers. Manag., vol. 161, pp. 53–65, 2018.
[8]  Schmidt O., Gambhir A., Staffell I., Hawkes A., Nelson J. and Few S., Future cost and performance of water electrolysis: An expert elicitation study. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 42, no. 52, pp. 30470–30492, Dec. 2017.
[9]  “Mathiesen B. V., Ridjan I., Connolly D., Nielsen M. P., Vang Hendriksen P., Bjerg Mogensen M., Højgaard Jensen S., and Dalgaard Ebbesen S., Technology data for high temperature solid oxide electrolyser cells, alkali and PEM electrolysers. 2013.
[10]         Rezaei M., Naghdi-Khozani N. and Jafari N., Wind energy utilization for hydrogen production in an underdeveloped country: An economic investigation. Renew. Energy, vol. 147, pp. 1044–1057, Mar. 2020.
[11]         Sadeghi S., Ghandehariun S. and Rosen M. A., Comparative economic and life cycle assessment of solar-based hydrogen production for oil and gas industries. Energy, vol. 208, p. 118347, Oct. 2020.
[12]         Yilmaz C., Koyuncu I., Alcin M. and Tuna M., Artificial Neural Networks based thermodynamic and economic analysis of a hydrogen production system assisted by geothermal energy on Field Programmable Gate Array. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 44, no. 33, pp. 17443–17459, Jul. 2019.
[13]         Abdin Z. and Mérida W., Hybrid energy systems for off-grid power supply and hydrogen production based on renewable energy: A techno-economic analysis. Energy Convers. Manag., vol. 196, pp. 1068–1079, Sep. 2019.
[14]         Saba S. M., Müller M., Robinius M. and Stolten D., The investment costs of electrolysis – A comparison of cost studies from the past 30 years. Int. J. Hydrogen Energy vol. 43, no. 3, pp. 1209–1223, 2018.
[15]         Proost J., State-of-the art CAPEX data for water electrolysers, and their impact on renewable hydrogen price settings. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 44, no. 9, pp. 4406–4413, Feb. 2019.
[16]         Nami H., Ertesvåg I. S., Agromayor R., Riboldi L. and Nord L. O., Gas turbine exhaust gas heat recovery by organic Rankine cycles (ORC) for offshore combined heat and power applications - Energy and exergy analysis. Energy, vol. 165, 2018.
[17]         Sánchez M., Amores E., Abad D., Rodríguez L. and Clemente-Jul C., Aspen Plus model of an alkaline electrolysis system for hydrogen production. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 45, no. 7, pp. 3916–3929, Feb. 2020.
[18]         Nami H., Mahmoudi S. M. S. and Nemati A., Exergy, economic and environmental impact assessment and optimization of a novel cogeneration system including a gas turbine, a supercritical CO2 and an organic Rankine cycle (GT-HRSG/SCO2). Appl. Therm. Eng., vol. 110, pp. 1315–1330, Jan. 2017.
[19]         Kotas T. J., The exergy method of thermal plant analysis. Elsevier, 2013.
[20]         Bejan A. and Tsatsaronis G., Thermal design and optimization. John Wiley & Sons, 1996.
[21]         Ulleberg Ø., Modeling of advanced alkaline electrolyzers: A system simulation approach. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 28, no. 1, pp. 21–33, Jan. 2003.
[22]         Sánchez M., Amores E., Rodríguez L. and Clemente-Jul C., Semi-empirical model and experimental validation for the performance evaluation of a 15 kW alkaline water electrolyzer. Int. J. Hydrogen Energy, vol. 43, no. 45, pp. 20332–20345, Nov. 2018.