Power-to-gas systems for hydrogen-based renewable energy storage in the natural gas infrastructure

The interest for electric and chemical energy storage is growing due to the massive integration of renewable energies; hydrogen production from excess or unbalancing electricity (P2G, “Power-to-Gas”) seems an interesting option for long-term energy storage and, recently, hydrogen injection in natural gas grid infrastructure is also addressed as a transition solution. In this thesis, this technology is analyzed from different points of view and at different scales in order to check feasibility, energy efficiency and economics, evidencing its capability of recovering up large amounts of excess energy or providing balancing services to grid operators. Firstly, long-term excess energy recovery potential is calculated according to foreseen RES share and load scenarios, by means of historical time-series and technology scale up. Over a shorter horizon, the optimal share of traditional technologies (i.e. gas turbines) and P2G capacity is evaluated through a statistical model; global objective is the reduction of uncertainty in grid management due to wind power fluctuations at minimum cost. From a different point of view, the possibility for a wind park, in presence of P2G, to optimize its operating strategy under technical constraints and market rules is investigated through a mixed integer linear programming model. Focusing on the main component of the system, the electrolyser is then modeled, evidencing the influence of part load operation and transients on the performances. Last section investigates in detail the option of hydrogen injection in natural gas infrastructure, developing a dynamic model with a particular focus on gas quality tracking. It considers variable local gas properties and a ‘delivered energy’ approach for boundary conditions. Fluctuations in properties of gas delivered to customers are investigated in presence of non-conventional gas injection. After several scenarios analyses on different scales, it can be concluded that middle- to long-term perspectives justify the effort in developing this technology in the near future. Nevertheless, improvements in economics and technical performances are required to make the technology more competitive.

L’interesse per le tecnologie di accumulo dell’energia è in continua crescita, a fronte di un forte incremento della penetrazione di energie rinnovabili nel sistema elettrico; una soluzione promettente è la produzione di idrogeno da energia elettrica in eccesso o per compensare le fluttuazioni delle fonti non-programmabili (P2G, “Power-to-Gas”). Recentemente, anche la possibilità di immettere l’idrogeno nei metanodotti esistenti suscita un crescente interesse come tecnologia di transizione. In questa tesi, diverse alternative su varie scale temporali e geografiche sono considerate al fine di valutare la fattibilità, l’efficienza energetica e la convenienza economica del P2G, evidenziando la capacità di incrementare lo sfruttamento delle fonti rinnovabili e migliorando la stabilità delle rete elettrica. In primo luogo, si è analizzato il potenziale della tecnologia sul lungo periodo al fine di recuperare l’energia in eccesso rispetto alla domanda oraria, utilizzando come riferimento i dati attuali del sistema elettrico e prevedendo un incremento della capacità installata di fonti rinnovabili. Su un orizzonte di medio periodo, si è sviluppato un modello statistico che ottimizzi il rapporto fra tecnologie di bilanciamento tradizionali (turbine a gas) e P2G, al fine di minimizzare su basi economiche l’incertezza nei piani di dispacciamento dovuta all’aleatorietà della produzione da fonte eolica. Focalizzando l’attenzione sul breve periodo, invece, esiste la possibilità per un parco eolico di includere un sistema P2G locale per ottimizzare la produzione in presenza di limiti tecnici o di regole stringenti sugli sbilanciamenti sulla rete elettrica; per valutare tale opzione si è sviluppato un modello basato sulla programmazione lineare mista intera. Il componente fondamentale per il sistema è l’unità di elettrolisi, il cui comportamento a carichi parziali e durante i transitori viene modellizzato per evidenziare eventuali riduzioni di prestazioni rispetto ai valori nominali in stato stazionario. Un’ultima sezione è dedicata in dettaglio all’iniezione nella rete del gas naturale tramite lo sviluppo di un modello dinamico per la valutazione locale della qualità del gas; il codice include le proprietà locali del gas e un approccio basato sull’energia riconsegnata per le condizioni al contorno. Viene quindi valutata la variabilità delle proprietà del gas riconsegnato ai clienti in presenza di iniezioni di gas non convenzionali. A seguito delle analisi su diversi scenari e su diverse scale, si può concludere che in un’ottica di medio-lungo periodo gli sforzi nello sviluppo della tecnologia del P2G sono giustificati dalle potenzialità di quest’ultima, laddove però sono richiesti diversi sforzi per incrementare le prestazioni e ridurre i costi, al fine di migliorare la competitività rispetto ad altre tecnologie concorrenti.