Dissertação

{en_GB=Techno-economic assessment of interconnection of offshore wind farms using Hydrogen-based solutions} {} APPROVED

{pt=O hidrogénio pode servir como meio de armazenamento de energia, ou até como meio de transporte visto que possui uma densidade energética superior à encontrada em baterias e pode ser facilmente armazenado. Considerando que o setor eólico offshore tem evoluído rapidamente, o hidrogénio tem potencial de ser combinado com energia eólica offshore para ajudar a superar certas desvantagens como o custo elevado de sistemas de transmissão elétricos e perdas de transmissão. Nesta dissertação, dois sistemas produtores de hidrogénio foram modelados, um com o eletrolisador offshore e outro onshore, juntamente com um parque eólico convencional. Para tal, cada componente foi modelado individualmente, posteriormente combinando todos os componentes para construir os sistemas. Um algoritmo de otimização foi desenvolvido para controlar a operação dos sistemas a cada hora e uma rede neuronal foi treinada para gerar previsões horárias do preço da eletricidade e produção eólica para o dia seguinte para que os custos de regulação pudessem ser modelados. Através de projeções de custo para 2030 e 2050, as simulações também foram efetuadas para estes anos. Os resultados mostram que o sistema com eletrolisador onshore é economicamente mais interessante que o outro sistema, o que se deve à sua capacidade de comprar eletricidade à rede. Este sistema é lucrativo em 2020 para um preço de hidrogénio de 6€/kg, em 2030 para 4€/kg e em 2050 para 3€/kg, enquanto que o sistema offshore é lucrativo para preços de 9€/kg, 5€/kg e 3€/kg em 2020, 2030 e 2050. O parque eólico convencional nunca é economicamente viável., en=Hydrogen can fulfil the role of energy storage and even act as an energy carrier, since it has a much higher energetic density than batteries and can be easily stored. Considering that the offshore wind sector is facing significant growth and technical advances, hydrogen has the potential to be combined with offshore wind energy to aid in overcoming disadvantages such as the high installation cost of electrical transmission systems and transmission losses. In this thesis, two hydrogen producing systems were modelled, one with the electrolyzer offshore, the other with the electrolyzer onshore, along with a conventional wind farm. To do so, each component was individually modelled and combined to construct the systems. Furthermore, an hourly optimisation algorithm was developed to control the operation of the systems and a neural network was implemented to forecast day ahead power production and electricity price, so that the regulation costs could be modelled. Using cost projections for 2030 and 2050, the simulations were also performed for those years. Results show that the onshore electrolyzer system is always more economically interesting than the offshore electrolyzer system, mainly due to its ability of purchasing electricity from the grid. This system is profitable in 2020 for a hydrogen price of 6€/kg, in 2030 for 4€/kg and in 2050 for 3€/kg, while the offshore electrolyzer system is only profitable for a hydrogen price of 9€/kg, 5€/kg and 3€/kg in 2020, 2030 and 2050, respectively. The conventional wind farm is never economically viable in any of the simulated years.}
{pt=hidrogénio verde, vento offshore, análise tecno-económica, eletrólise da água, integração na rede, previsão horária do dia seguinte, en=green hydrogen, offshore wind, techno-economic analysis, water electrolysis, grid integration, hourly day ahead forecast}

Orientação

ORIENTADOR

Rui Manuel Gameiro de Castro

Departamento de Engenharia Electrotécnica e de Computadores (DEEC)

Professor Associado

ORIENTADOR

Miguel Jorge Marques

EDP

Engenheiro