Thermo-economic model of a photovoltaic plant integrated with H2 production

Abstract

In the current context, there is a growing global concern regarding environmental degradation. Governments and non-governmental organizations across the globe have adopted precautionary strategies and policies aimed at the mitigation of greenhouse gas emissions. These efforts are verified through substantial investments in renewable energy. However, some pivotal considerations arise. Firstly, weather-related fluctuations affect the production of some clean energy sources. Second, aligning intermittent renewable systems with grid demands presents a colossal challenge. Hence, there is an imperative need to develop an integrated system for renewable power plants. This necessitates the implementation of both daily and seasonal energy balancing strategies, encompassing the storage of surplus energy generated during favourable periods. This surplus energy is then deployed during periods when renewable sources alone are inadequate to meet grid demand. One proposed solution is focused on the utilization of hydrogen. This system entails the storage of clean energy to convert intermittent production into chemical energy, thereby preventing wastage. In this regard, a mathematical model was developed to optimize energy usage from a photovoltaic power plant. The primary objective was to maximize energy utilization. The design of the photovoltaic power plant, which produces 3.9 GWh/year, aimed to generate electricity that directly met predefined consumption requirements. In the absence of such requirements, surplus electricity could be employed for water electrolysis to produce hydrogen. This provided flexibility in meeting consumption needs, whether through direct electricity or previously generated and stored hydrogen. The proposed and simulated model was analysed from the thermodynamic and economic point of view. Regarding the surplus energy storage, the model effectively handles excess power by injecting only 5.58 MWh into the electrical grid and purchasing 0.162 GWh from it. Moreover, the project exhibits positive returns exceeding its initial costs, with a net present value of 5.2 million euros, making it a financially appealing investment.

A degradação ambiental é atualmente bastante significativa e é uma preocupação que se encontra mundialmente difundida. Assim sendo, governos e organizações não governamentais em todo o mundo adotam estratégias e políticas preventivas que visam a redução das emissões de gases com efeito estufa. Tais iniciativas refletem-se em investimentos significativos para a adoção de energias renováveis. Porém, existem considerações fundamentais que deverão ser denotadas. Em primeiro lugar, as flutuações climáticas têm impacto na produção de determinadas fontes de energia renovável. Em segundo lugar, conciliar sistemas intermitentes de energia renovável com o requerido pela rede representa um desafio de grande magnitude. Por conseguinte, existe urgência no desenvolvimento de um sistema integrado para centrais de energia renovável. Para tal, é fundamental a implementação de estratégias de equilíbrio energético, diárias e sazonais, que englobem o armazenamento do excesso de energia gerada durante os períodos favoráveis. A mesma seria utilizada em períodos em que as fontes de energia renovável, por si só, não satisfazem o requerido pela rede. A solução proposta centra-se na criação de um sistema que envolve o armazenamento de energia renovável em hidrogénio, através da conversão da energia elétrica em energia química. Nesse sentido, foi desenvolvido um modelo matemático, capaz de otimizar o uso de energia de uma central fotovoltaica, cujo principal objetivo focou-se em maximizar a utilização de energia. O projeto da central fotovoltaica, que produz 3.9 GWh/ano, teve como diretriz a conformidade com os requisitos de consumo predefinidos. Na ausência desses requisitos, a eletricidade excedente poderia ser utilizada na eletrólise da água de modo a produzir hidrogénio. Isso possibilita uma correta resposta às exigências de consumo. Por sua vez, o modelo foi alvo de uma avaliação técnica e económica. No que diz respeito ao armazenamento da energia, o modelo gere de forma eficiente os recursos de energia excedente, com a injeção de apenas 5.58 MWh na rede nacional elétrica e a compra de 0.162 GWh à mesma. Além disso, o projeto apresenta retornos promissores que superam os seus gastos iniciais, apresentando um valor atual líquido de 5.2 milhões de euros.