Hydrogen introduction in a natural gas fueled gas turbine cogeneration plant

The aim of this thesis project is to analyse the operation of an existing gas turbine in a cogeneration power plant when the fuel composition is changed by introducing 20% hydrogen in volume. The scope of the analysis is to assess the expected changes in the plant operating conditions and balances, avoiding in a preliminary phase the complexity of a real experiment. The first chapter has the aim to set the context in which the analysis is performed. It is divided in an introduction with the scope of the project and a theoretical part where many possible phenomena related to combustion are analysed. Then some cases studies are presented, such as Ansaldo Energia and General Electric experiences in high and low hydrogen solutions. The second chapter deals with the plant description and the model definition on Thermoflex, the software used for the model construction and simulation. In this part, also the variables of the simulation are defined. The third chapter is the core of the experimental analysis: the aim is to understand is the model of the plant built is accurate enough by computing the relative errors between the available site data and the outputs from Thermoflex. The model is validated in the Business As Usual scenario and then used to simulate the operation in the 20% H2 one. In fact, fourth chapter’s goal is to compare the two scenarios in terms of CO2 emission saving, carbon tax saving and fuel consumption. Here, all the analysis of the data collected from the simulations are performed and results are commented. In the last chapter, a fuel cost analysis is performed. The fuel cost forecast is considered for the years 2021 to 2023 and the difference between the fuel price in the two scenarios is computed, for each year. In the second scenario three cases are considered: green, blue and grey hydrogen. The option of building a photovoltaic park to produce locally green hydrogen avoiding the supply cost is briefly analysed, together with the issues related to the investment cost and the large footprint. The conclusions report the advantages and the drawbacks of the solution proposed, i.e. the feasibility of using a fuel blend of natural gas and hydrogen in an existing gas turbine, usually operating with natural gas.

Lo scopo di questo progetto di tesi è analizzare il funzionamento di una turbina a gas esistente in una centrale di cogenerazione quando la composizione del combustibile viene modificata introducendo il 20% di idrogeno in volume. Lo scopo dell'analisi è valutare le variazioni attese delle condizioni operative e degli equilibri dell'impianto, evitando in una fase preliminare la complessità di una vera e propria sperimentazione. Il primo capitolo ha lo scopo di definire il contesto in cui si svolge l'analisi. Si articola in un'introduzione con lo scopo del progetto e una parte teorica in cui vengono analizzati molti possibili fenomeni legati alla combustione. Vengono poi presentati alcuni casi studio, come le esperienze di Ansaldo Energia e General Electric in soluzioni ad alto e basso idrogeno. Il secondo capitolo tratta la descrizione dell'impianto e la definizione del modello su Thermoflex, il software utilizzato per la costruzione e simulazione del modello. In questa parte vengono definite anche le variabili della simulazione. Il terzo capitolo è il fulcro dell'analisi sperimentale: l'obiettivo è capire se il modello dell'impianto realizzato è sufficientemente accurato calcolando gli errori relativi tra i dati del sito disponibili e gli output di Thermoflex. Il modello viene validato nello scenario Business As Usual e poi utilizzato per simulare l'operazione in quello del 20% H2. Infatti, l'obiettivo del quarto capitolo è confrontare i due scenari in termini di risparmio di emissioni di CO2, risparmio di carbon tax e consumo di combustibile. Qui vengono eseguite tutte le analisi dei dati raccolti dalle simulazioni e commentati i risultati. Nell'ultimo capitolo viene eseguita un'analisi del costo del combustibile. Si considera la previsione del costo del combustibile per gli anni dal 2021 al 2023 e si calcola la differenza tra il prezzo del combustibile nei due scenari, per ogni anno. Nel secondo scenario vengono considerati tre casi: idrogeno verde, blu e grigio. Viene brevemente analizzata la possibilità di realizzare un parco fotovoltaico per produrre localmente idrogeno verde evitando il costo di fornitura, citando anche le problematiche legate al costo dell'investimento e alla quantità di terreno necessario. Le conclusioni riportano i vantaggi e gli inconvenienti della soluzione proposta, ovvero la fattibilità di utilizzare una miscela combustibile di gas naturale e idrogeno in una turbina a gas esistente, normalmente funzionante a gas naturale.