HYDROGEN SOM LAGRINGSMEDIUM FOR NYE, FORNYBARE ENERGIKILDER Magnus Korpås Institutt for elkraftteknikk NTNU, Trondheim Sammendrag: Ved innfasing av betydelige mengder sol- og vindkraft i kraftnettet, vil det være fordelaktig å kunne lagre energien lokalt. Dette kan gjøres ved elektrolyttisk produksjon av hydrogen, som senere kan anvendes til elektrisitetsproduksjon i en brenselcelle, enten stasjonært eller i kjøretøyer. Utbredelsen av hydrogen som lagringsmedium er spesielt avhengig av at kostnadene for brenselceller reduseres samtidig som virkningsgraden økes, noe som vil kunne skje ved et fremtidig gjennombrudd i transportsektoren. En simuleringsmodell av et vindhydrogenanlegg er under utvikling for å kunne studere hvordan slike systemer optimalt kan integreres i kraftnettet. 1. INNLEDNING En av de store utfordringene innen forskning på nye fornybare energikilder som sol og vind er energitilgangens varierende karakter. Annen elproduksjon må reguleres i forhold til denne for å opprettholde leveringssikkerhet og nødvendig elkvalitet i nettet. Ved innfasing av store mengder vindkraft kan det også bli nødvendig med betydelige nettforsterkninger dersom vindparken er lokalisert i et område med lite utbygd linjekapasitet. Det er blitt utført en rekke studier hvor lagringsmedium som batterier og spinnhjul kombineres med vindkraft for å bedre elkvaliteten, og da først og fremst i isolerte nett eller nett med svak tilknytning til overliggende nettnivå. En oversikt over ulike lagringsteknologier er gitt i Baker og Collinson (1999). En alternativ lagringsmulighet er å produsere hydrogen fra elektrolyse av vann. Hydrogenet kan anvendes til elektrisitetsproduksjon i en brenselcelle, enten stasjonært eller i kjøretøyer. Lagring av energi i form av hydrogen har høyere tap, men langt større kapasitet enn for eksempel batterier. Det er i første rekke blitt fokusert på hydrogenlagring i kombinasjon med solceller med isolerte nett, da dette har stort potensiale i for eksempel u-land (Ulleberg, 1998). Men med en kommersialisering av hydrogendrevne brenselcellebiler, hvilket ikke nødvendigvis ligger veldig langt fram i tid (Thomas et al.,
1998), vil andre hydrogensystemer også bli aktuelle. Et slikt system er et nett-tilknyttet vindkraft-elektrolyseanlegg for kombinert elektrisitets- og hydrogenproduksjon, hvilket er temaet for dette forskningsprosjektet. 2. HYDROGENTEKNOLOGI I en elektrolysecelle blir vann spaltet i hydrogen og oksygen ved tilførsel av elektrisk energi og dagens elektrolysører har en virkningsgrad på 70-90% avhengig av driftstilstand. Til tross for at denne prosessen har vært kjent siden tidlig i forrige århundre, foregår kun 0.5% av dagens hydrogenproduksjon ved vannelektrolyse. Det er i dag betydelig billigere å produsere hydrogen fra hydrokarboner. Denne situasjonen forventes å endre seg i fremtiden dersom det blir lagt restriksjoner på bruken av hydrokarboner grunnet ressursknapphet og miljøhensyn (Andreassen, 1998). Hydrogenet kan utnyttes som energibærer i en brenselcelle som konverterer den kjemiske energien lagret i hydrogenet direkte til elektrisk energi. En brenselcelle fungerer med andre ord som en reversert elektrolysør, hvor vann er det eneste avfallsstoffet. Brenselcellen kan enten brukes stasjonært til kraftproduksjon eller til drift av en elektrisk motor i kjøretøyer. I motsetning til elektrolyse er brenselcelleteknologien fremdeles en umoden teknologi, og investeringskostnadene er derfor meget høye. Dagens brenselceller har også lavere virkningsgrad enn elektrolysører. En fremtidig masseproduksjon av brenselceller til transportsektoren vil imidlertid gi lavere kostnader også for stasjonære enheter, samtidig som virkningsgraden forventes å øke betydelig. Flere bilprodusenter satser nå store penger på å utvikle brenselcellebiler, og det hevdes at masseproduksjon kan være sannsynlig om få år. Ved konferansen HYFORUM 2000 1 ble det blant annet opplyst at DaimlerChrysler skal levere 30 brenselcelledrevne busser til 10 europeiske byer med start i år 2002, mens Toyota slipper sin brenselcellebil på markedet i år 2003. 3. VIND-HYDROGENSYSTEM Et eksempel på et nett-tilknyttet vind-hydrogensystem er vist i figur 1. Vindturbin, elektrolysør og stasjonær brenselcelle tenkes å være knyttet til et overliggende stivt nett via en linjeimpedans og en lokal 1 H2 INFO Nr. 3, 2000. http://www.hydrogen.no
last i underliggende nett. Hydrogenet kan enten benyttes til elektrisitetsproduksjon eller selges som drivstoff. Når det gjelder tap, er det brenselcellen som har det største potensialet for forbedringer. Men selv med en fremtidig forbedring av brenselcelleteknologien som følge av et gjennombrudd innen transportsektoren, er det sannsynlig at rundt halvparten av energien i gjennomsnitt vil gå tapt i prosessen elektrisitet-hydrogen-elektrisitet. Vind-hydrogensystemer vil nok derfor først bli økonomisk gagnlig i isolerte områder i stor avstand fra kraftnettet der formålet er å levere nødvendig mengde strøm til enhver tid og hvor man ikke konkurrerer i et kraftmarked. Allerede i dag er hydrogen et billigere lagringsalternativ enn batterier for slike stand-alone system, dersom det må lagres store mengder energi over lang tid (Vosen og Keller, 1999). Stivt nett 11 kv v Asynkron generator 0.69/11 kv Z linje I max 11/0.4 kv ~ = ~ = Elektrolysør H 2 O Brenselcelle P last Q last O 2 H 2 Hydrogen tank Figur 1. Vind-hydrogensystem. Det finnes flere alternativer for tilknytning til kraftnettet. I figur 1 er elektrolysør og brenselcelle knyttet til distribusjonsnettet via thyristor likeretter/vekselretter og transformator. Det stilles store krav til elektrolysørens driftsegenskaper, da denne må tåle hurtige svingninger i effekt fra vindmøllen. Dagens kommersielle elektrolysører har
dessverre ikke slike egenskaper, men en lovende modell er under utvikling ved GWH (Weinmann, 1999). En kan også tenke seg at hydrogensystemet plasseres bak vindturbinens transformator slik at det blir færre komponenter og således mindre tap, men en slik konfigurasjon vil være mer sårbar overfor forstyrrelser som hurtige endringer i vindhastighet, feil i nettet og lynnedslag. Sammenlignet med elektrolysør og brenselcelle har transformatorer lave investeringskostnader og lave tap, og vil gjøre systemet mer robust og styrbart. Det er gjort svært få studier på nett-tilknyttede vindhydrogensystemer. National Renewable Energy Laboratory i USA har utført en økonomisk vurdering av en vindturbin knyttet til et hydrogen-bromidlager som opererer i et kraftmarked (Amos, 2000). Til tross for at hydrogenlagringen muliggjør salg av elektrisitet ved høy elpris og produksjon av hydrogen ved lav elpris, så vil ikke denne gevinsten overveie kapitalkostnader og energitapet i lagringsprosessen. Disse beregningene indikerer at slike systemer vil være avhengige av muligheten for å selge hydrogen som drivstoff til brenselcelledrevne biler for å kunne bli lønnsomme. Det kan derfor være aktuelt å sløyfe den stasjonære brenselcellen i nett-tilknyttede systemer. Siden dagens elektrolysører leveres i standardmoduler på opptil 2 MW og enkelt kan kobles sammen til større enheter, vil vind-hydrogensystemer både være aktuelle for enkeltstående vindmøller og større vindparker. Optimal elektrolysørkapasitet i forhold til vindturbinen avhenger av vindens hastighetsfordeling, investeringskostnader for elektrolysør og overordnet styringsstrategi. Studier av både isolerte og nett-tilknyttede systemer med sol eller vind som energikilde har vist at kapasitetsfaktoren til elektrolysøren vil kunne være så lav som 15-25%, hvilket er et vesentlig hinder for lønnsomhet (Amos, 2000; Barbir, 1999). Kommersiell utnyttelse av hydrogen vil imidlertid bedre kapasitetsfaktoren ved at hydrogen også kan produseres i perioder med lite vind. Elektrolysøren trekker da strøm fra nettet. Som tidligere påpekt er det med dagens teknologi svært dyrt å installere et system med stasjonær brenselcelle, i tillegg til at noe av energien vil gå tapt i prosessen. En stasjonær brenselcelle vil på den annen side gi stor fleksibilitet i forhold til valg av styringsstrategi. I områder med gode vindressurser, men med svak nett-tilknytning, kan for eksempel hydrogenlageret styres for optimal utnyttelse av nettkapasiteten. Dette vil gi mulighet for innfasing av store mengder
vindkraft uten å måtte forsterke nettet. Vind-hydrogensystemet vil kunne forsyne den lokale lasten og i tillegg sende el inn på det overliggende nettet. Det er her viktig å merke seg at både generatoren og likeretteren trekker reaktiv effekt, hvilket begrenser mengden overført effekt til det overliggende nettet. Dersom vindmøllen er utstyrt med synkrongenerator, vil dette problemet unngås, men slike vindmøller er i dag mye dyrere enn den asynkrone ekvivalenten. Det samme er tilfelle for likerettere som kan produsere reaktiv effekt. Disse er vesentlig dyrere enn thyristor-likeretteren. 4. KONKLUSJON OG VIDERE ARBEID Hydrogen blir sett på som en potensiell energibærer for nye, fornybare energikilder og man ser for seg fremtidige distribusjonssystemer hvor elektrisitet og hydrogen utfyller hverandre som energibærere. Foreløpig har det ikke vært fokusert på hvordan for eksempel et vindhydrogenanlegg skal utformes i praksis og hvilke krav som må stilles både på komponent- og systemnivå. Videre vil utbredelsen av slike systemer være svært avhengig av kostnadsreduksjon på brenselceller og fremtidig salgspris for elektrisitet og hydrogen. Det siste vil igjen avhenge av utviklingen innen hydrogendrevne kjøretøyer. Vind-hydrogensystemer vil kunne ha en positiv effekt i forhold til belastning på nettet ved at man kan kontrollere elektrisitetsproduksjonen. Styringsstrategi, generator- og likerettertype samt komponentstørrelse er spesielt viktig i denne sammenheng. Men bakgrunn i disse betraktningene vil det bli arbeidet videre med en steady-state vind-elektrolysemodell for utprøving av ulike overordnede styringsstrategier og dimensjoneringskriterier. En slik modell er nyttig for analyse av tap i nett og elektrolyseprosess samt innvirkning på spenningsnivå og reaktiv effektforbruk. Videre skal denne modellen utvides til en dynamisk modell som også tar hensyn til valg av reguleringsstruktur på komponentnivå. Det vil da være mulig å utføre stabilitetsbetrakninger ved for eksempel kraftig endring i vindhastighet og utfall av linje. Utgangspunktet for det videre arbeidet er altså et nett-tilknyttet vindelektrolyse system. Det vil være naturlig å senere implementere en stasjonær brenselcelle i modellen. Modellen bør også utformes slik at det er enkelt å konfigurere den for analyse av vind-hydrogenanlegg i isolerte nett.
KILDER Amos, WA (2000) Economic Assessment of Wind Energy Coupled with a Reversible Hydrogen Fuel Cell. Milestone Type P report, February 2000, NREL, Golden, USA. Andreassen K (1998) Hydrogen production by electrolysis. In Hydrogen Power: Theoretical and Engineering Solutions, Saetre T.O. (Ed), pp. 91-102. Kluwer Academic Publishers, Netherlands. Baker JN, Collinson A (1999) Electrical energy storage at the turn of the Millenium. Power Engineering Journal. June, 1999. Barbir F (1999) Integrated Renewable Hydrogen Utility System. In Proceedings of the 1999 U.S DOE Hydrogen Program Review: Volume 1. National Renewable Energy Laboratory no. NREL/CP-570-26938, Golden, Colorado. Thomas CE, Kuhn IF, James BD, Lomax FD, Baum GN (1998) Affordable hydrogen supply pathways for fuel cell vehicles. Int. J. Hydrogen Energy 23 (6), 507-516. Ulleberg Ø (1998) Stand-alone power systems for the future: Optimal design, operation & control of solar-hydrogen energy systems. Doktor ingeniøravhandling 1998:108, Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet, Trondheim. Vosen SR and Keller JO (1999) Hybrid energy storage systems for stand-alone electric power systems: optimization of system performance and cost through control strategies. Int. J. Hydrogen Energy 24, 1139-1156. Weinmann O. (1999) Hydrogen - the flexible storage for electrical energy. Power engineering journal. June, 1999.