Sustainable Energy Conversion in Multigeneration Power Plant Configuration for Climate Change Mitigation

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Ogorure, Oreva Joe:
Sustainable Energy Conversion in Multigeneration Power Plant Configuration for Climate Change Mitigation.
Bayreuth , 2025 . - XV, 125 S.
( Dissertation, 2024 , Universität Bayreuth, Fakultät für Ingenieurwissenschaften)
DOI: https://doi.org/10.15495/EPub_UBT_00008488

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Abstract

The escalating concerns over energy security, environmental sustainability, and the adverse impacts of fossil fuel combustion have intensified the need for innovative and sustainable energy solutions. In this context, a biomass-driven integrated system is proposed in this study. The system comprises of anaerobic digestion, gasification, proton exchange membrane electrolyzer (PEME), Sabatier reactor, solid oxide fuel cell (SOFC), a gas turbine, steam turbine, and organic Rankine cycle (ORC). Biomass feedstocks in the form of animal waste serves as input in the digester and is converted to biogas, and crop residue is converted to syngas in the gasifier. Upgraded syngas and methane from the bio-conversion process is fed to a SOFC-GT topping cycle, with heat recovery bottoming cycles of steam turbine and organic Rankine cycles. To improve the contribution of the ORC to the plant performance, a selection of the best ORC working fluid from six preselected candidates (MM, MDM, cyclopentane, cyclohexane, R1233zd(E), and R600a) is carried out. The proposed system is assessed from thermo-economic, exergo-economic and enhanced exergo-economic viewpoints in Engineering Equation Solver (EES) software. Hydrogen of 0.0023 kg/s with PEME efficiency of 73.73 % is obtained and further used in upgrading the syngas from low heating value of 3.85 to 33.48 MJ/kg. Parametric analysis was performed to ascertain the effect of design parameters on the plant’s performance, and it is indicated that low pressure ratio, high current density, and high turbine inlet temperature are favorable for high energy and exergy efficiency, low levelized cost and low cost of product. An improvement potential analysis based on the enhanced exergo-economic analysis indicates a possibility of recovering 32 % of the total exergy destroyed in the plant. Lastly, a multi-criteria optimization is performed using a multi-objective genetic algorithm (MOGA) in MATLAB to maximize exergy efficiency, minimize the levelized cost of electricity, and the specific cost of product. According to the results of the tri-objective optimization at the optimum point, the plant can attain energy and exergy efficiencies of 55.07 % and 45.08 %, respectively. The total power output is 9.10 MW, with a levelized cost of electricity of 109.02 $/MWh. The specific cost of product is minimized by 16.8 % to 22.52 $/GJ. The net present value of the configuration is increased at optimum, and the break-even point reduced by 16.6 % to 5.43 years. A reduction of 16.7 % is obtained for the levelized emission of CO₂, however, the plant's exergy sustainability index increases from 1.58 to 1.82.

Abstract in weiterer Sprache

Die wachsenden Bedenken hinsichtlich der Energiesicherheit, der ökologischen Nachhaltigkeit und der negativen Auswirkungen der Verbrennung fossiler Brennstoffe haben den Bedarf an innovativen und nachhaltigen Energielösungen verstärkt. In diesem Zusammenhang wird in dieser Studie ein biomassebetriebenes integriertes System vorgeschlagen. Das System umfasste eine anaerobe Vergärung, Vergasung, einen Protonenaustauschmembran-Elektrolyseur (PEME), einen Sabatier-Reaktor, eine Festoxidbrennstoffzelle (SOFC), eine Gasturbine, eine Dampfturbine und einen Organischen Rankine-Kreislauf (ORC). Biomasse-Rohstoffe in Form von tierischen Abfällen dienen als Input im Fermenter und werden in Biogas und Ernterückstände im Vergaser in Synthesegas umgewandelt. Aufbereitetes Synthesegas und Methan aus dem Biokonvertierungsprozess werden einem SOFC-GT-Topping-Zyklus mit Wärmerückgewinnungs-Bottom-Zyklen von Dampfturbinen und organischen Rankine-Zyklen zugeführt. Um den Beitrag des ORC zur Anlagenleistung zu verbessern, wird eine Auswahl des besten ORC-Arbeitsmediums aus sechs vorausgewählten Kandidaten (MM, MDM, Cyclopentan, Cyclohexan, R1233zd(E) und R600a) durchgeführt. Das vorgeschlagene System wird unter thermoökonomischen, exergoökonomischen und erweiterten exergoökonomischen Gesichtspunkten in der Software Engineering Equation Solver (EES) bewertet. Es wird Wasserstoff von 0,0023 kg/s mit einem PEME-Wirkungsgrad von 73,73 % gewonnen und zur Aufwertung des Synthesegases von niedrigem Heizwert von 3,85 auf 33,48 MJ/kg weiterverwendet. Es wird eine parametrische Analyse durchgeführt, um die Auswirkung der Konstruktionsparameter auf die Leistung der Anlage sicherzustellen, und es wird gezeigt, dass ein niedriges Druckverhältnis, eine hohe Stromdichte und eine hohe Turbineneinlasstemperatur für eine hohe Energie- und Exergieeffizienz, und niedrige Gestehungs und Produktkosten günstig sind. Eine auf der erweiterten exergoökonomischen Analyse basierende Analyse des Verbesserungspotenzials deutete auf eine Möglichkeit zur Rückgewinnung von 32 % der gesamten in der Anlage zerstörten Exergie hin. Abschließend wird eine multikriterielle Optimierung mithilfe eines multiobjektiven genetischen Algorithmus (MOGA) in MATLAB durchgeführt, um die Exergieeffizienz zu maximieren und die Stromgestehungskosten und die spezifischen Produktkosten zu minimieren. Nach den Ergebnissen der tri-objektiven Optimierung am optimalen Punkt kann die Anlage einen Energie- und Exergiewirkungsgrad von 55,07 % bzw. 45,08 % erreichen. Die Gesamtleistung beträgt 9,10 MW, bei Stromgestehungskosten von 109,02 $/MWh. Die spezifischen Produktkosten werden um 16,8 % auf 22,52 $/GJ minimiert. Der Kapitalwert der Konfiguration wird optimal erhöht und die Gewinnschwelle um 16,6 % auf 5,43 Jahre gesenkt. Bei der stufenweisen CO₂-Emission wird eine Reduzierung um 16,7 % erzielt, der Exergie-Nachhaltigkeitsindex der Anlage steigen jedoch von 1,58 auf 1,82.