Konsep Komunitas Energi Industri Hidrogen PV E-Mobilitas Hibrida

Februari 18th, 2022

Artikel ini memperkenalkan keseluruhan rencana implementasi untuk dijadikan sebagai model bagi komunitas energi industri e-mobilitas Hidrogen PV hibrida yang akan didirikan di masa depan.

By Istvan Vokony

Departemen Energi Listrik, Universitas Teknologi dan Ekonomi Budapest, Hongaria

Abstrak

Sebagai sumber energi terbarukan menyebar, masalah penggunaan energi, transportasi dan penyimpanan muncul lebih sering. Agar kinerja unit penghasil energi dari sumber terbarukan, yang memiliki efisiensi yang relatif rendah, tidak menurun lebih jauh, dan untuk mempromosikan solusi konsumsi energi yang berkelanjutan, konsep laboratorium hidup dijabarkan dalam proyek ini. Di lokasi percontohan, energi yang dihasilkan (oleh panel PV, turbin gas/mesin) disimpan dalam berbagai cara, termasuk produksi hidrogen. Penggunaan hidrogen berikut dieksplorasi: (i) memasukkannya ke dalam jaringan gas alam nasional; (ii) menjualnya di stasiun pengisian H-CNG (gas alam terkompresi); (iii) menggunakannya dalam sel bahan bakar untuk menghasilkan listrik. Artikel ini memperkenalkan keseluruhan rencana implementasi, yang dapat menjadi model bagi komunitas energi hibrida yang akan dibentuk di masa depan.

1. Pengantar

Jumlah gas yang didistribusikan oleh Operator Sistem Distribusi (DSO) di Hongaria terus menurun. Merupakan tugas prioritas tinggi bagi DSO untuk menghentikan tren ini [1]. Tugas lain yang menantang untuk jaringan distribusi adalah untuk mengimbangi efek dari jenis titik pengiriman (POD) tertentu, termasuk POD produsen, konsumen dan penyimpanan, serta pemeliharaan keseimbangan energi.

Saat ini, pentingnya pasokan energi yang berkelanjutan dan seimbang semakin meningkat. Untuk menemukan keseimbangan antara operasi otonom, pemanfaatan sumber energi terbarukan, dan layanan berkualitas dan hemat biaya memerlukan kompetensi yang memberikan keunggulan kompetitif yang cukup besar bagi DSO [2]. Untuk memanfaatkan keunggulan kompetitif ini, harus menjadi tugas prioritas tinggi untuk menciptakan dan mengembangkan model yang dapat beroperasi secara menguntungkan dalam praktik.

Kompleksitas tugas ini ditunjukkan oleh fakta bahwa beberapa harapan harus dipertimbangkan secara bersamaan. Dalam solusi optimal, harapan ini dipenuhi ke tingkat maksimum yang mungkin. Dalam proyek penelitian saat ini, yang didanai dan dilaksanakan oleh DSO Hungaria lokal, perspektif berikut dipertimbangkan ketika menyusun konsep dan studi kelayakan untuk laboratorium hidup masa depan, yaitu, lokasi percontohan yang dibahas dalam makalah ini:

• masuknya kebiasaan konsumsi prosumers [3] (pelanggan konsumen/produsen/penyimpanan otomatis sebagian atau seluruhnya) ke dalam proses perencanaan jaringan strategis;
• pemanfaatan secara optimal kemungkinan-kemungkinan sinergi di dalam perusahaan, mengenai kemungkinan-kemungkinan gas dan listrik serta kebutuhan pelanggan;
• integrasi teknologi inovatif untuk menjaga keseimbangan energi jaringan;
• layanan operasi jaringan yang optimal, dengan gangguan pelanggan yang seminimal mungkin.

Tujuan dari proyek penelitian kami adalah untuk mempersiapkan studi kelayakan untuk sistem model, yang memungkinkan hal-hal berikut:

• Dengan mempertimbangkan kemunculan prosumer, analisis perilaku jaringan distribusi produsen/penyimpan/konsumen.
• Mencari kemungkinan pengembangan energi dan alternatif penyimpanan energi, analisis kemungkinan sinergi.
• Ketentuan keberlanjutan jaringan listrik dan gas [4], pembuatan metode kontrol tingkat POD (EFIR—sistem pengawasan dan kontrol energi) di persimpangan antara keamanan pasokan dan optimal ekonomi.

Tujuan dari semua langkah di atas adalah untuk mengembangkan kompleks [5], solusi energik multifungsi yang hemat biaya yang dapat disesuaikan dengan kebutuhan lokal, menggunakan solusi inovatif.

Selama penelitian kami, desain energik, perhitungan kembali dan konsep kontrol untuk sistem energik hibrida (hidrogen, fotovoltaik, pengisi daya kendaraan listrik (EV), H₂ SPBU) diselesaikan untuk situs percontohan kehidupan nyata, untuk menciptakan komunitas energi yang berkelanjutan. Artikel ini menjelaskan lokasi percontohan dan elemen sistem energik hibrida. Kemungkinan operasi bersama dari berbagai teknologi dibahas, dan hasil pekerjaan ukuran dan desain disajikan. Artikel ini diakhiri dengan ringkasan pengalaman, dan kemungkinan arah penelitian di masa depan ditetapkan.

2. Sistem Saat Ini di Lokasi Percontohan

Gambar 1 menunjukkan lokasi percontohan dan batas-batas sistem yang disurvei. Keseimbangan energi untuk material dan jumlah energi yang melintasi batas ini dianalisis.

Gambar 1. Lokasi percontohan dan batas sistem yang disurvei.

Sistem baru yang akan dibentuk diharapkan sesuai dengan sistem yang ada. Tuntutan energi situs harus dipenuhi oleh sistem baru. Artinya, kebutuhan gas, panas dan listrik harus dipenuhi, dan air harus tersedia untuk memproduksi hidrogen dari pemecahan air.

2.1. Konsumsi Gas Alam

Lokasi percontohan dilayani oleh pipa gas alam NA200 yang datang dari kota. Tekanan rata-rata dari gas yang datang adalah ~3.4 bar, yang diturunkan menjadi ~1 bar oleh sebuah reduktor dalam kotak pengatur tekanan Fiorentini di terminal gas. Gas tiba pada tekanan ini ke submeter dari lokasi percontohan. Dari sini, pipa lokal melayani tungku gas di lokasi. Meteran utama adalah meteran gas turbin Actaris G-100 Fluxi 2080/TZ dengan pemancar. Di dalam lokasi pengujian, ada 1 meteran akuntansi, dan 2 submeter dipasang.

Estimasi nilai dasar tahunan konsumsi gas sangat penting, sehingga akurasi estimasi penghematan yang mungkin dicapai dengan berbagai langkah efisiensi energi dan evaluasi ekonomi dari langkah-langkah tersebut bisa menjadi yang tertinggi.

Untuk pemanasan, nilai berikut perlu ditentukan secara akurat: (i) permintaan panas (permintaan daya pemanas dipetakan ke suhu luar T_km, yang berfungsi sebagai dasar untuk ukuran); (ii) nilai dasar yang diharapkan dari panas dan permintaan bahan bakar yang bergantung pada data statistik meteorologi jangka panjang. Permintaan panas sangat penting untuk penentuan kinerja sumber panas (dari tungku atau pabrik pemanas konsumen), dan untuk kinerja bahan bakar atau panas yang akan diamankan. Sering terjadi bahwa jumlah pilihan kinerja bahan bakar atau panas yang dijamin terlalu dilebih-lebihkan. Ini berarti, permintaan kinerja puncak sebenarnya jauh lebih rendah daripada permintaan panas yang dirancang, dan pengurangan permintaan kinerja puncak mungkin merupakan langkah pertama menuju pengurangan biaya energi. Perancang jarang memberikan panas yang diharapkan dan konsumsi bahan bakar untuk sebuah situs, yang diperlukan untuk estimasi bagian yang berubah dari biaya energi. Namun, ini bisa menjadi dasar untuk menghitung penghematan yang diharapkan dan setelah implementasi, penghematan nyata dari langkah-langkah efisiensi energi yang diusulkan.

Sulit untuk menentukan nilai dasar untuk lokasi percontohan berdasarkan data yang tersedia. Situs ini menggunakan gas untuk pemanasan dan produksi air panas domestik (DHW). Data yang lebih tepat akan diperlukan untuk melihat jumlah gas yang digunakan masing-masing untuk pemanasan dan produksi DHW. Perbandingan konsumsi tahunan juga tidak cukup, karena ada perbedaan nilai yang cukup besar dari tahun ke tahun.

Akhirnya, nilai dasar ditentukan bekerja sama dengan pemilik dan operator situs uji.

2.2. Penggunaan Energi Listrik

Data tersedia dipecah menjadi bulan untuk konsumsi listrik untuk lokasi percontohan, untuk tahun 2018–2019–2020 (Tabel 1). Namun, tampaknya data yang diberikan untuk 2018 salah: terlalu rendah dan angka pada seri data sama persis dengan seri data yang diberikan untuk konsumsi air pada 2018. Oleh karena itu, data konsumsi listrik untuk 2018 dianggap sebagai kesalahan administrasi dan tidak diperhitungkan dalam perhitungan nilai dasar.

Tabel 1. Konsumsi listrik di lokasi percontohan pada 2019–2020.

Data tidak disediakan untuk November dan Desember 2020; oleh karena itu, rata-rata bulan lainnya pada tahun yang sama ditetapkan untuk 2 bulan ini. Konsumsi energi rata-rata dari tahun-tahun yang diteliti adalah 179,000 kWh/tahun, 15,587 kWh/bulan dan 520 kWh/hari. Jika pekerjaan dilakukan di lokasi selama 12 ha hari, rata-rata permintaan energi listrik di lokasi adalah 43 kW. Seperti yang ditunjukkan oleh rangkaian data, konsumsi lebih tinggi di musim dingin daripada di musim panas. Alasan utama untuk ini mungkin adalah bahwa gudang memiliki sistem pemanas listrik. Juga terlihat bahwa konsumsi di musim panas lebih tinggi daripada di musim semi, mungkin karena pengoperasian chiller.Pendinginan kenyamanan gedung dicapai dengan pendingin RHOOS kompak 49 kW. Salah satunya dipasang ke dasar bangunan, sementara yang lain di atas, untuk kedua gedung perkantoran. Konvektor pendingin yang terpasang pada sistem chiller empat pipa mendinginkan ruangan. Berdasarkan data konsumsi listrik bulanan, diperkirakan energi listrik yang dikonsumsi untuk pendinginan pada bulan terpanas adalah 3000 kWh/bulan. Nilai dasar untuk konsumsi listrik pendingin adalah 10,000 kWh/tahun. Meskipun data konsumsi air dianalisis secara rinci dalam studi komprehensif kami, dalam artikel ini analisis ini tidak disajikan, karena data memiliki signifikansi yang dapat diabaikan sehubungan dengan teknologi hidrogen. . 

3. Dimasukkannya Produksi dan Penyimpanan Energi Berbasis Terbarukan ke dalam Sistem

Seharusnya produksi energi berdasarkan sumber terbarukan harus dicapai dengan sistem fotovoltaik (PV). Kinerja sistem yang digunakan saat ini adalah 49 kWp; energi yang dihasilkan sepenuhnya dikonsumsi di lokasi percontohan. Jika kapasitas sistem PV ditingkatkan, pengumpanan ke jaringan listrik juga dimungkinkan. Dalam kedua kasus, bagaimanapun, ada tiga kemungkinan penggunaan energi listrik yang dihasilkan oleh sel PV.

• Pada skenario pertama, energi listrik yang dihasilkan langsung dikonsumsi oleh konsumen tetap di lokasi percontohan, yaitu energi tidak disimpan, dan beban tidak dipindahkan.
• Dalam skenario kedua, energi listrik yang dihasilkan di lokasi percontohan sebagian atau seluruhnya disimpan dalam baterai dan digunakan di lokasi jika diperlukan.
• Dalam skenario ketiga, energi listrik yang dihasilkan oleh sel PV ditujukan untuk menghasilkan hidrogen, yang disimpan dalam H₂ toko. Ini dapat diubah menjadi energi listrik oleh sel bahan bakar, jika permintaan meningkat.

3.1. Pembangkit Listrik Tenaga Surya

Sebelum dimulainya survei ini, berdasarkan pertimbangan teknis dan ekonomi, pemilik memutuskan untuk memasang pembangkit listrik tenaga surya dengan kinerja nominal 49 kWp di lokasi percontohan (Kinerja listrik sisi DC dari sistem produksi adalah 49.58 kWp, dan daya listriknya kinerja yang dihitung dari sisi AC kinerja inverter adalah 4 kVA [6]).

Mengingat situasi ini, penelitian ini menghitung perkiraan jumlah energi listrik yang dihasilkan oleh panel PV SunForte PM096B00 dari stasiun tenaga surya yang direncanakan di lokasi percontohan, dengan mempertimbangkan data meteorologi jangka panjang. Jumlah yang diharapkan dari energi listrik yang dihasilkan ditentukan oleh database dan perangkat lunak PVGIS-CMSAF yang tersedia secara bebas (http://re.jrc.ec.europa.eu/pvgis/ (diakses pada 4 Juni 2019)), dibuat dengan dukungan UE.

Sesuai dengan desain yang tersedia, panel PV telah dipasang dalam tiga kelompok di atap Gedung Perkantoran 2. Modul dengan kinerja nominal 35.7 kWp dipasang di atap selatan, sedangkan kinerja nominal panel di atap tenggara. adalah 13.1 kWp. Pada kenyataannya, bagian atap yang dimaksud tidak persis menghadap titik-titik kompas ini, tetapi demi perhitungan, arah ideal ini dipertimbangkan. Seperti yang diberikan oleh desain, sudut kemiringan panel adalah 30°. Kehilangan hasil yang timbul karena suhu lingkungan dan penyinaran rendah sementara diambil sebesar 13%, kerugian yang timbul dari pantulan karena sudut datang diambil sebesar 2.9%, sedangkan kerugian lainnya (karena kabel, inverter dll. ) dianggap 14% oleh sistem PVGIS.

3.2. Produksi dan Penyimpanan Energi Listrik

Tata surya yang dianalisis menghasilkan lebih banyak energi listrik di sebagian besar tahun daripada permintaan energi listrik dari konsumen lokasi percontohan, berdasarkan data yang tersedia. Produksi ekstra ini terutama muncul di bulan-bulan musim panas. Selain itu, mungkin juga bahwa dalam periode yang ditandai dengan konsumsi listrik yang rendah (misalnya, akhir pekan), sistem PV dapat menghasilkan seluruh jumlah energi yang diminta. Harus digarisbawahi bahwa data di atas hanya berlaku jika langit cerah. Produksi nyata, yang dimodifikasi oleh kondisi cuaca, tidak akan mencapai permintaan harian di sebagian besar kasus.
Jika langit tidak cerah secara ideal sepanjang hari, kapasitas penyimpanan juga harus diubah. Dalam hal ini, menurut PVGIS, kinerjanya adalah 30 kW, sedangkan kapasitas penyimpanan seharusnya sekitar 100 kWh. Perubahan kinerja yang lebih rendah berasal dari fakta bahwa jika sistem berukuran untuk memenuhi permintaan penuh situs bahkan untuk jam malam, kapasitas penyimpanan diremehkan. Sebaliknya, jika ukuran sistem sesuai dengan kapasitas yang dapat dipasang, kami memiliki produksi ekstra bersih lebih jarang, sehingga jumlah energi yang disimpan lebih rendah.

3.3. Produksi Energi Hidrogen dan Listrik

Studi ini menganalisis kemungkinan produksi energi dengan panel PV, yang dapat digunakan untuk pemisahan air [7]. Energi disimpan dalam bentuk hidrogen, yang digunakan dalam sel bahan bakar untuk menghasilkan energi listrik pada jam sibuk. Pengelektroliser air merek HySTAT 10-10 yang diproduksi oleh Hydrogenics bekerja pada tekanan air nominal 10 bar. Jika menggunakan 4.9 kWh/Nm³ energi listrik nominal, menghasilkan 10 Nm³/jam hidrogen [8].

Kebutuhan energi nominal dari water electrolyzer adalah 4.9 kWh/Nm³ pada beban penuh [9]. Jika panel PV menghasilkan jumlah listrik di atas rata-rata harian dan bulanan, jumlah hidrogen rata-rata harian dan bulanan yang dihasilkan oleh permintaan energi nominal adalah sebagai berikut (lihat 4 kolom pertama di Tabel 2).

Tabel 2. Nilai rata-rata yang diharapkan untuk energi listrik (PV), H₂ dan produksi energi listrik (sel bahan bakar).

Kinerja nominal sel bahan bakar HyPM-HD 30 yang tersedia secara komersial yang diproduksi oleh Hydrogenics adalah 31 kW (kinerja nominal sel bahan bakar Celerity adalah 60 kW). Berdasarkan spesifikasi teknis, sel bahan bakar yang lebih kecil, yang memiliki efisiensi lebih baik (55%), membutuhkan ~19 Nm³/ jam H₂ jika nilai kalor hidrogen adalah 10.76 MJ/Nm³; yang dapat dihasilkan oleh ~93 kWh energi listrik [10]. Akibatnya, jika perangkat di atas digunakan untuk menghasilkan hidrogen dengan listrik, dan untuk menghasilkan energi listrik lagi dari hidrogen, efisiensi produksi energi listrik adalah 33%.

Jika total energi listrik tahunan yang dihasilkan oleh pembangkit listrik fotovoltaik 49 kWp (55,700 kWh) digunakan untuk memisahkan air, dan kemudian hidrogen yang dihasilkan digunakan untuk membuat energi listrik lagi, kira-kira ~18,600 kWh energi listrik dapat dihasilkan. Jika energi listrik ini dijual dengan harga 50 HUF/kWh, pendapatan tahunan dari ini akan menjadi 928,000 Ft/tahun [11].Tabel 2 menunjukkan berapa banyak energi listrik yang dapat dihasilkan dari hidrogen dalam sel bahan bakar [12]. Kolom terakhir memberikan pendapatan dari energi ini jika harga energi listrik adalah 50 HUF/kWh.

Jika harapan hidup ekonomi adalah 10 tahun dan tingkat pengembalian minimal yang dapat diterima (MARR) yang diharapkan adalah 6%, dapat dinyatakan bahwa biaya investasi yang diperbolehkan adalah ~6.5 juta HUF untuk mencapai pendapatan reguler 929,000 HUF per tahun.Untuk membangun energi sistem pemantauan dan pengendalian, disarankan untuk mengukur jumlah berikut: (i) energi listrik yang digunakan oleh elektroliser air; (ii) jumlah H yang dihasilkan₂; (iii) energi listrik yang digunakan untuk penyimpanan; (iv) energi listrik yang dihasilkan oleh sel bahan bakar; (v) energi panas yang dihasilkan oleh sel bahan bakar.

3.4. Produksi Energi oleh Turbin Gas dan Mesin

Diharapkan di masa depan kawasan industri, gedung perkantoran, bangunan umum, hotel, kolam renang dan blok hak milik akan memiliki unit penghasil energi listrik dan panas sendiri dengan turbin gas atau mesin gas [13].

Dengan mempertimbangkan nilai dasar konsumsi energi listrik di atas, pemasangan unit produksi energi listrik dan panas yang kompleks dengan kinerja nominal 50–65 kWe diharapkan. Sebagai perbandingan, nilai dihitung baik untuk turbin gas dan mesin gas. Untuk memperkirakan biaya investasi, kutipan diminta untuk [14].

Jika jumlah gas yang dibutuhkan untuk menghasilkan DHW dianggap stabil, untuk memenuhi permintaan daya pemanas tahunan, kapasitas daya panas gas yang dibutuhkan adalah ~1115 GJ. Jika efisiensi tungku adalah 90%, permintaan daya pemanas adalah ~1005 GJ/tahun. Akibatnya, permintaan panas sekitar 136 kW.
Untuk turbin gas diambil efisiensi produksi energi listrik sebesar 29%, sedangkan untuk mesin gas sebesar 40%. Setara termal untuk konsumsi gas yang diharapkan dari blok masing-masing adalah 6500 GJ/tahun dan 3600 GJ/tahun. Akibatnya, seluruh permintaan energi listrik dari lokasi percontohan dapat diproduksi, dan gas yang digunakan untuk memproduksi permintaan panas tahunan di lokasi dapat dihemat (1082 GJ/tahun, dan 1004 GJ/tahun). Jika perangkat dengan kinerja nominal di atas dipasang, kelebihan energi listrik, panas, dan pendinginan dihasilkan, yang dapat diumpankan ke jaringan listrik, atau dapat dijual untuk memanaskan atau mendinginkan bangunan di sekitarnya [15].

Analisis ekonomi terperinci mengeksplorasi kelayakan investasi ke dalam unit produksi energi gabungan, untuk menggantikan solusi saat ini (produksi panas langsung, energi listrik yang dibeli). Selain penghitungan indikator ekonomi, juga dikaji sejauh mana indikator tersebut sensitif terhadap fluktuasi harga energi listrik dan gas bumi.

3.5. Bahan Bakar Alternatif untuk Kendaraan di Lokasi Percontohan

Menurut rencana awal, stasiun pengisian untuk kendaraan listrik dan berbahan bakar gas di lokasi akan dibangun di dalam lokasi lokasi percontohan. Namun, diskusi pribadi mengungkapkan bahwa akan lebih bermanfaat untuk membangun stasiun pengisian di depan lokasi percontohan, di tempat umum [16]. Jika SPBU terbuka untuk umum, memiliki nilai pemasaran, dapat meningkatkan konsumsi listrik dan gas alam, yang akan mengarah pada peningkatan profitabilitas lokasi percontohan. Gambar 2 menunjukkan lokasi stasiun pengisian yang disarankan. Untuk pembangunannya harus ada izin dari pemerintah, dan akses jalan harus diaspal.

Gambar 2. Lokasi yang disarankan untuk stasiun pengisian bahan bakar.

Untuk stasiun pengisian gas alam terkompresi (CNG), kutipan diminta dari CNG Port Kft. sebagai distributor untuk dua produk dengan performa yang berbeda: SPBU terlengkap Blue Line TB 35 Midi Comfort dan Green Line TB–160. Kinerja kompresor di stasiun Blue Line TB 35 Midi Comfort adalah 35 m³/h, dan kapasitas penyimpanannya adalah 210 Nm³ pada tekanan udara standar. Sangat cocok untuk mengisi kendaraan armada perusahaan sendiri. SPBU Blue Line TB CNG adalah pilihan ideal untuk usaha kecil dengan 20-30 kendaraan atau untuk lokasi dengan lalu lintas rendah. Meskipun karena kapasitasnya, tidak terlalu menguntungkan untuk operasi umum, ia dapat melayani armada pengiriman atau mobil kelompok pemeliharaan dengan sangat baik. Kompresor dapat menghasilkan 26 kg CNG per jam, yaitu untuk perhitungan dapat digunakan nilai kapasitas 520 kg CNG per hari. Sebagai perbandingan, mari kita lihat konsumsi CNG berbagai kategori kendaraan per 100 km:

• mobil penumpang, van: 5–6 kg/100 km;
• trek pick-up (di bawah 3.5 t): 9–10 kg/100 km;

Misalkan setiap kendaraan menempuh jarak 200 km per hari, SPBU dapat melayani:

• 40–50 mobil penumpang atau van;
• 25–30 truk pick-up; atau kombinasi di atas.

SPBU ini tidak dapat melayani kendaraan yang lebih besar (bus, truk).

Spesifikasi teknis:

• dimensi keseluruhan: 2980 × 2500 × 2300 mm;
• bahan wadah: beton bertulang;
• berat stasiun pengisian: 8800 kg;
• panjang kabel yang terpasang: khusus, tergantung pada parameter situs;
• diameter sambungan: DN 50, dengan flensa PN 16;
• tekanan pada titik koneksi: tekanan jaringan utama.

Tender menetapkan harga keseluruhan yang ditetapkan untuk stasiun pengisian lengkap sebagai 30 juta HUF, di samping biaya sertifikasi (15 juta HUF).

Perkiraan biaya persiapan teknis dan pemasangan kabel feeder adalah 5 juta HUF.

Dengan demikian, biaya investasi keseluruhan yang diharapkan adalah 50 juta HUF. (Perkiraan biaya terperinci untuk solusi di bawah ini dihilangkan karena keterbatasan ukuran.)

Sebaliknya, kinerja kompresor di Jalur Hijau TB–160 adalah 160 m³/h, dan kapasitas penyimpanan adalah 700 Nm³ pada tekanan udara standar. Sangat cocok untuk mengisi armada bus. Jenis stasiun ini ditempatkan di sekitar 500 lokasi di Jerman, dioperasikan oleh DSO dari studi percontohan. Biaya investasi yang diharapkan adalah 95 juta HUF.

Jika harapan hidup ekonomi adalah 10 tahun dan MARR adalah 6%, dapat dinyatakan bahwa untuk SPBU Blue Line TB 35 Midi Comfort (biaya investasi: 50 juta HUF), pendapatan/tabungan rutin tahunan harus mencapai ~6.5 juta HUF /tahun.

Jika stasiun Green Line TB–160 dibangun (biaya investasi: 95 juta HUF), jumlah pendapatan/tabungan tahunan yang dibutuhkan harus hampir dua kali lipat dari nilai di atas, ~12.6 juta HUF/tahun.

4. Hasil

Jika kita ingin mengeksplorasi berapa proporsi sumber energi terbarukan yang bertanggung jawab, sangat penting untuk mengukur energi yang dihasilkan di sisi listrik, gas dan panas dll. Alasannya melebihi pemantauan sederhana; profil kontrol langsung atau tidak langsung dari penyimpanan dan perangkat lain yang dapat diatur hanya mungkin jika perilaku umum dan aktual dari semua perangkat dalam sistem diketahui. Pemantauan dengan kemungkinan sistem SCADA (kontrol pengawasan dan akuisisi data) adalah persyaratan minimal. Jika sistem yang dirancang tidak sepenuhnya otonom, fungsi pemantauan ini masih sangat diperlukan. Namun, untuk meningkatkan efisiensi energi, disarankan agar perangkat pengontrol aktif dipasang, dan fungsi SCADA klasik harus diintegrasikan. Manajemen pasif juga disarankan untuk diatur. Setelah sistem diluncurkan, dan data konsumsi/produksi tersedia, fungsi operasional dan manajemen yang optimal harus ditambahkan ke sistem untuk perangkat yang relevan (misalnya, penyimpanan, inverter).

Jika memungkinkan, pengenalan kontrol langsung harus terbukti bermanfaat dalam jangka menengah dan jangka panjang (misalnya, kontrol dan manajemen pengisian). Prasyarat untuk ini termasuk komunikasi dan kondisi lainnya.

Dalam praktiknya, penyimpanan gas bertekanan tinggi diselesaikan dalam dua langkah. Pada langkah pertama, H₂ gas dikompresi ke tekanan menengah. Selama transloading, kompresor menghasilkan tekanan penyimpanan. Hidroliser air HySTAT-10 yang disarankan menghasilkan 10 Nm³/jam pada tekanan 10 bar. Kepadatan volumetrik gas hidrogen pada tekanan ini sangat rendah.

Kapasitas sel bahan bakar HYPM HD 30 yang dipilih adalah 31 kWe, dan mengkonsumsi 18.86 Nm³/h hidrogen untuk produksi nominalnya. Ini sama dengan ~19 kg/jam H₂ penggunaan pada tekanan 10 bar. Menurut data ini, pengoperasian sel bahan bakar membutuhkan hidrogen hampir dua kali lipat untuk beroperasi pada kapasitas nominal sebagai kapasitas nominal hidroliser yang terhubung ke panel surya yang ada.

Akibatnya, dan karena fakta bahwa produksi hidrogen dan produksi energi listrik tidak terjadi secara bersamaan, H₂ kapasitas penyimpanan harus dipasang. Semakin tinggi tekanan penyimpanan, semakin sedikit volume penyimpanan yang dibutuhkan. Namun, semakin tinggi tekanannya, semakin tinggi jumlah energi listrik yang dibutuhkan untuk kompresi. Jika kapasitas harian diperiksa, dan jika 50 m³/hari rata-rata H₂ produksi seharusnya untuk bulan-bulan musim panas (Mei–Agustus), penyimpanan hidrogen setidaknya harus menyimpan 50 m³ hidrogen.

Tabung gas terkompresi industri dapat digunakan pada tekanan minimal 150 bar, tetapi tekanan maksimal untuk tipe modern berkisar antara 200 hingga 300 bar. Jika jumlah gas yang akan disimpan relatif tinggi, beberapa silinder dihubungkan untuk membentuk bank silinder. Untuk melayani kebutuhan tinggi, silinder dihubungkan dengan sistem manifold umum secara paralel. Sistem ini memungkinkan aliran simultan dari semua silinder melalui katup pusat.

Mari kita pertimbangkan bank silinder yang terdiri dari 12 silinder, masing-masing 50 L. Jadi, volume total bank silinder adalah 50 × 12 = 600 L. Jika tekanan gas ideal adalah 300 bar, dan suhunya 15 °C, 182 Nm³ gas dapat dikeluarkan dari sistem pada tekanan ekstra 1 bar. Hal ini sejalan dengan aturan praktis bahwa volume gas ideal yang disimpan pada 300 bar pada tekanan atmosfer adalah volume penyimpanan dikalikan dengan ~300. Dalam kasus ini, gas hidrogen yang disimpan harus ditangani sebagai gas nyata; dengan demikian, volumenya pada tekanan atmosfer hanya ~254 kali volume penyimpanan, yaitu, 152 Nm³.

Menggunakan algoritma di atas, dua bank silinder dapat menyimpan hidrogen yang 304 Nm³ pada tekanan atmosfer, sementara tiga bank silinder dapat menyimpan 456 Nm³. Karena kapasitas nominal sel bahan bakar adalah 19 Nm³/ jam, jumlah gas yang disimpan masing-masing memastikan 8, 16 atau 24 jam operasi konstan.

Jika kapasitas penyimpanan dihitung dari jumlah H₂ gas yang dibuat dengan listrik yang dihasilkan oleh panel surya, dan produksi rata-rata antara Mei dan Agustus diambil sebagai titik awal, dapat dinyatakan bahwa tiga bank silinder dapat menyimpan jumlah hidrogen yang dihasilkan dalam ~10 hari dalam periode ini. Jumlah ini dapat memastikan pengoperasian sel bahan bakar yang berkelanjutan (kapasitas nominal: 31 kW) selama ~24 jam.

Dalam proses pengambilan keputusan, selain situasi yang dijelaskan di atas, kebutuhan energi kompresi gas hidrogen juga harus dipertimbangkan. Sesuai dengan spesifikasi kompresor yang diterapkan pada CNG charger, stasiun pengisian CNG yang mampu mengompresi gas hingga 345 bar, memiliki kebutuhan energi listrik sekitar 90 kW. Jika jumlah ini diperhitungkan, keseimbangan energi H₂ produksi, penyimpanan dan produksi energi akan negatif.

Sistem baru yang akan disiapkan untuk lokasi percontohan harus dibuat sedemikian rupa sehingga kemungkinan implementasi sistem operasi dan sistem manajemen yang lebih kompleks di masa mendatang dapat dicapai tanpa modifikasi besar-besaran.

Keadaan saat ini diilustrasikan dengan baik oleh Gambar 3 di bawah ini, tetapi jumlah perangkat yang dipasang akan bertambah banyak. Akibatnya, pengaturan titik pengukuran harus jauh lebih kompleks. Berdasarkan data konsumsi energi yang tersedia, dapat dinyatakan bahwa terdapat dua meter gas (G1, G2) di lokasi yang terbaca tidak beraturan. Selain itu, ada meteran listrik (E1) dan meteran air (V1). Tak satu pun dari ini dapat dibaca dari jarak jauh. Disarankan bahwa meter ini diubah menjadi perangkat pintar yang memungkinkan pembacaan meter jarak jauh (RMR) dan dapat dihubungkan ke sistem EFIR.

Gambar 3. Tingkat informasi pengukuran situs saat ini.

Gambar 4 menunjukkan perangkat pengukuran yang akan dipasang ke peralatan yang dirancang. Jenis alat pengukur: G—gas, E—listrik, V—air, H—panas.

Gambar 4. Kemungkinan distribusi titik pengukuran.

Meteran listrik yang dapat dibaca dari jarak jauh juga harus dipasang di kedua sisi transformator yang juga mengukur kinerja idle. Dengan cara ini, hilangnya kinerja, efektif, kapasitif dan kinerja induktif, serta konsumsi dapat diukur dan diikuti. Mengenai pembangkit listrik PV, meteran radiasi matahari dan termometer luar harus dipasang. Jika sistem perangkat meteran optimal, sistem produksi energi yang heterogen dapat diselaraskan dan dikendalikan.

Perangkat pengukuran yang disarankan untuk blok penghasil panas dan energi listrik yang terhubung ditunjukkan pada: Gambar 5.

Gambar 5. Saran untuk tempat pengukuran blok penghasil panas dan energi listrik yang terhubung.

Hal ini diperlukan untuk mengukur energi yang dihasilkan dari sisi listrik, gas, panas dll untuk mengungkapkan ukuran produksi energi berbasis terbarukan. Kebutuhan ini dibenarkan oleh beberapa alasan. Selain pemantauan, perilaku umum dan aktual perangkat dalam sistem harus diketahui agar dapat membuat profil kontrol untuk penyimpanan dan perangkat yang dapat dikontrol secara langsung atau tidak langsung. Akibatnya, persyaratan minimal untuk sistem SCADA yang direncanakan adalah memungkinkan pemantauan. Selanjutnya, sistem kontrol pasif juga harus diatur. Setelah seluruh sistem dioperasikan, dan profil permintaan dan produksi diperoleh, profil operasional dan manajemen yang optimal harus dimasukkan ke dalam perangkat yang relevan (misalnya, penyimpanan, inverter, dll.). Jika kemungkinan diberikan, sistem manajemen langsung akan dibentuk dalam jangka menengah dan panjang (misalnya, kontrol dan manajemen biaya). Untuk ini, baik sistem komunikasi dan keadaan lain harus disediakan.

Disarankan agar lokasi percontohan direkonstruksi dengan cara yang memungkinkan penerapan sistem operasi dan manajemen jaringan yang lebih kompleks tanpa modifikasi yang signifikan.

Pengaturan lokasi yang direncanakan adalah hasil akhir yang mungkin, tetapi penting untuk digarisbawahi bahwa ini dapat dicapai pada akhir proses yang panjang.

Proses ini bisa memakan waktu lama; dan selama konstruksi, semua subsistem harus tetap beroperasi. Oleh karena itu, baik proses rekonstruksi maupun keseluruhan sistem harus dirancang secara modular.

Menurut prinsip-prinsip utama dari proses perancangan, setiap modul harus dirancang sedemikian rupa sehingga kemungkinan sinergis dapat dimanfaatkan. Fakta bahwa setiap unit yang akan dipasang memungkinkan aliran energi dua arah membuat proses pengoptimalan yang agak rumit menjadi lebih sederhana. Pengukuran gas, energi listrik dan air harus direncanakan dengan tetap mengingat fakta ini, yaitu bahwa jumlah energi yang diproduksi dan dikonsumsi dari unit baru merupakan bagian informasi yang berharga; akibatnya, pengukuran berbasis keseimbangan tidak memuaskan.

Jadi, meter yang ditunjukkan pada Tabel 3 akan dikerahkan yang melayani subsistem yang dibangun dalam fase yang relevan. Minimum yang diperlukan ditentukan selama proses desain perangkat pengukuran. Pada fase proyek selanjutnya, estimasi berbasis kalkulasi juga dimungkinkan. Namun, angka-angka yang diberikan di sini harus dianggap sebagai minimum yang diperlukan berdasarkan pengalaman sebelumnya.

5. Diskusi

Produksi listrik dari energi matahari dapat diselesaikan dengan panel PV yang tersedia secara komersial. Untuk ini, kinerja nominal yang paling sesuai harus ditentukan, berdasarkan parameter teknis, ekonomi dan lingkungan.

Selanjutnya, metode, efek dan kemungkinan pencampuran hidrogen yang dihasilkan oleh pemisahan air menjadi gas alam harus dieksplorasi. Tidak jelas apakah mungkin untuk menggunakan campuran gas dengan 30-40% hidrogen yang ditambahkan ke gas alam dalam mesin pembakaran internal. Terutama bermasalah jika gas tidak hanya digunakan di mesin gas yang digunakan di lokasi produksi listrik, tetapi juga dijual di stasiun pengisian bahan bakar.

Sketsa blok proyek disiapkan untuk tujuan ini (Gambar 6).

Gambar 6. Saran untuk sketsa proyek.

Berdasarkan sketsa di atas dan dengan mempertimbangkan tujuan proyek, beberapa kemungkinan telah dianalisis:

• pemasangan sumber penghasil energi (PLTS, turbin gas/mesin dengan fungsi kompleks, fuel cell); energi yang diperoleh dapat digunakan untuk pemanasan di musim dingin dan pendinginan di musim panas;
• elektroliser air untuk menghasilkan hidrogen;
• sistem penyimpanan energi untuk menyimpan listrik, panas dan hidrogen;
• SPBU EV dan CNG.

Studi kelayakan teknologi membutuhkan penerapan metode yang tidak biasa dan solusi inovatif. Inovasi itu sendiri bukan berasal dari solusi tanpa paten atau teknologi baru, melainkan konsep sistem. Beberapa dari teknologi ini sedang digunakan, beberapa di antaranya baru di Hongaria, tetapi semuanya bersama-sama, dalam satu operasi sistem umum sama sekali tidak biasa.

Mengevaluasi pengaturan proyek yang disarankan, analisis SWOT (kekuatan, kelemahan, peluang, peluang, ancaman) yang terkenal dapat berguna:

kekuatan:

• sumber energi heterogen digunakan
• kemungkinan kontrol energi
• tidak hanya listrik, tetapi jenis energi lain yang dihasilkan

kelemahan:

• biaya investasi tinggi
• masalah pengembangan—bukan teknologi yang matang
• pengembalian internal yang singkat diharapkan

peluang:

• itu bisa menjadi proyek mercusuar, pangsa pasar
• harga energi yang muncul, dan penetrasi e-mobilitas
• sumber daya tender eksternal

ancaman:

• lingkungan regulasi yang mudah berubah
• kurangnya pengalaman operasional
• lingkungan (Covid)

6. Kesimpulan

Tujuan dari proyek ini adalah untuk menyediakan solusi energik multifungsi yang kompleks, hemat biaya, yang menggunakan metode inovatif dan dapat disesuaikan dengan kebutuhan lokal untuk laboratorium hidup yang bersangkutan.

Berdasarkan tinjauan pustaka dan konsultasi ahli, harus dinyatakan bahwa peraturan Hongaria tidak mengizinkan pencampuran H₂ ke jaringan gas alam. Selanjutnya, H₂-mesin pembakaran dalam berbahan bakar tidak tersedia secara komersial. Akibatnya, sesuai dengan Klien, studi mengeksplorasi kemungkinan menggunakan hidrogen yang dihasilkan dalam sel bahan bakar untuk menghasilkan listrik. Selain itu, alih-alih stasiun HCNG, pembangunan stasiun pengisian CNG diusulkan, yang dapat melayani armada dan juga bus Klien. Sesuai kesepakatan dengan Klien, stasiun pengisian CNG dan EV harus dibangun di tempat umum di depan situs untuk meningkatkan tingkat pemanfaatan dan mempromosikan nilai pemasaran situs.

Saat ini ada permintaan kuat dari segmen pengguna akhir untuk apa yang disebut solusi komunitas energi. DSO dan pemangku kepentingan lainnya menjalankan proyek penelitian di bidang ini, dan beberapa program nasional dan internasional mendukung proses ini. Jika model bisnis dan cetak biru teknologi yang tepat berhasil dibuat, peraturan mungkin akan cocok dengan pendekatan ini. Seperti dapat dilihat dari diskusi di atas, pertanyaan ini memiliki kompleksitas yang tinggi, dan dalam makalah ini fokusnya adalah pada solusi teknis dan biaya implementasi serta eksplorasi kemungkinan.

Ucapan Terima Kasih

Saya ingin mengucapkan terima kasih dan rasa hormat saya kepada rekan-rekan peneliti saya, yang tanpa bimbingan dan dukungannya artikel ini tidak akan mungkin terwujud: Albin Zsebik, Bálint Németh. Saya berterima kasih atas dukungannya!

Referensi

1. Gretz, J.; Baselt, JP; Ullmann, O.; Wendt, H. Proyek percontohan hidro-hidrogen euro-Quebec 100 MW. Int. J. Energi Hidrogen 1990, 15, 419–424. [Google Scholar] [CrossRef]
2. Gahleitner, G. Hidrogen dari listrik terbarukan: Tinjauan internasional pembangkit percontohan power-to-gas untuk aplikasi stasioner. Int. J. Energi Hidrogen 2013, 38, 2039 – 2061. [Google Scholar] [CrossRef]
3. Gretz, J.; Drolet, B.; Kluyskens, D.; Sandmann, F.; Ullmann, O. Status proyek percontohan hidro-hidrogen (EQHHPP). Int. J. Energi Hidrogen 1994, 19, 169 – 174. [Google Scholar] [CrossRef]
4. Jing, D.; Guo, L.; Zhao, L.; Zhang, X.; Liu, H.; Li, M.; Shen, S.; Liu, G.; Hu, X.; Zhang, X.; dkk. Produksi hidrogen surya yang efisien dengan pemisahan air fotokatalitik: Dari studi dasar hingga demonstrasi percontohan. Int. J. Energi Hidrogen 2010, 35, 7087 – 7097. [Google Scholar] [CrossRef]
5. Roeb, M.; Sock, J.-P.; Rietbrock, P.; Prahl, C.; Schreiber, H.; Neises, M.; de Oliveira, L.; Graf, D.; Ebert, M.; Reinalter, W.; dkk. Uji operasi pabrik percontohan 100kW untuk produksi hidrogen surya dari air di menara surya. Sol. Energi 2011, 85, 634 – 644. [Google Scholar] [CrossRef]
6. Viktorsson, L.; Heinonen, JT; Skulason, JB; Unnthorsson, R. A Langkah Menuju Ekonomi Hidrogen—Analisis Biaya Siklus Hidup Stasiun Pengisian Bahan Bakar Hidrogen. Energi 2017, 10, 763. [Google Scholar] [CrossRef]
7. Pascuzzi, S.; Anifantis, AS; Blanco, saya.; Mugnozza, Analisis Kinerja Elektroliser GS dari Sistem Tenaga Hidrogen Terintegrasi untuk Pemanasan Rumah Kaca. Studi kasus. Keberlanjutan 2020, 8, 629. [Google Scholar] [CrossRef]
8. Anifantis, AS; Colantoni, A.; Pascuzzi, S.; Santoro, F. Pembangkit Fotovoltaik dan Hidrogen Terintegrasi dengan Pompa Panas Gas untuk Pemanasan Rumah Kaca: Studi Matematika. Keberlanjutan 2018, 10, 378. [Google Scholar] [CrossRef]
9. Liu, G.; Sheng, Y.; Ager, JW; Kraft, M.; Xu, R. Penelitian maju menuju produksi hidrogen surya skala besar dari air. EnergiKimia 2019, 1, 100014. [Google Scholar] [CrossRef]
10. Felseghi, R.-A.; Carcadea, E.; Raboaca, MS; Trufin, CN; Filote, C. Teknologi Sel Bahan Bakar Hidrogen untuk Masa Depan Berkelanjutan Aplikasi Stasioner. Energi 2019, 12, 4593. [Google Scholar] [CrossRef]
11. Goltsov, VA; Veziroglu, TN; Goltsova, LF Peradaban hidrogen masa depan—Sebuah konsepsi baru IAHE. Int. J. Energi Hidrogen 2006, 31, 153 – 159. [Google Scholar] [CrossRef]
12. Nowotny, J.; Veziroglu, TN Dampak hidrogen terhadap lingkungan. Int. J. Energi Hidrogen 2011, 36, 13218 – 13224. [Google Scholar] [CrossRef]
13. Hossain, MS; Rahim, NA; Aman, MM; Selvaraj, J. Penerapan metode ANOVA untuk mempelajari energi matahari untuk produksi hidrogen. Int. J. Energi Hidrogen 2019, 44, 14571 – 14579. [Google Scholar] [CrossRef]
14. Nastasi, B. Bab 2—Kebijakan hidrogen, pasar, dan proyek R&D. Di dalam Produksi Hidrogen Surya; Pers Akademik: Cambridge, MA, AS, 2019; hal.31–44. [Google Scholar]
15. Franzese, N.; Makan malam, saya.; Sorrentino, M. Sistem berbasis energi surya multigenerasi baru untuk produksi listrik, panas, dan hidrogen. aplikasi Satuan panas. Ind. 2020, 171, 115085. [Google Scholar] [CrossRef]
16. Hemmati, R.; Mehrjerdi, H.; Bornapour, M. Penyimpanan baterai hidrogen hibrid untuk memperlancar volatilitas energi surya dan arbitrase energi dengan mempertimbangkan beban listrik-termal yang tidak pasti. Memperbarui. Energi 2020, 154, 1180 – 1187. [Google Scholar] [CrossRef]

Artikel ini awalnya diterbitkan oleh Penerima Lisensi MDPI, Basel, Swiss, pada 22 September 2021, dan telah diterbitkan ulang sesuai dengan Lisensi Publik Internasional Creative Commons Attribution-NonCommercial-NoDerivatives 4.0. Anda bisa membaca artikel aslinya disini . Pandangan yang diungkapkan dalam artikel ini adalah milik penulis sendiri dan bukan WorldRef.

Jelajahi layanan WorldRef untuk mempelajari bagaimana kami membuat ekspansi global Anda lebih mudah dan lebih ekonomis!

Tenaga Panas dan Kogenerasi | Pertambangan dan Mineral | Pengendalian Polusi Udara | Sistem Penanganan Material | Pengolahan Air dan Air Limbah | Suku Cadang, Alat dan Barang Habis Pakai |  Solusi Pembangkit Listrik | Pengolahan Baja & Logam