Design and operational optimization of power to hydrogen plants

The present research analyzes the design and the operation of three power to hydrogen plants and evaluates the cost of hydrogen production. The systems can be composed of PV panels, wind turbines, CSP, gas turbines, combined cycles, electrolyzers, batteries and hydrogen vessels. Two typologies of electrolyzers have been considered and compared: alkaline and PEM. The thesis aims to understand how the plant design (including energy mix and energy systems) and cost change depending on the application. The optimization of the plants has been performed using the AES-OPT code developed by the research group of prof. Martelli. The code is based on a Mixed Integer Linear Programming model of the design and operation problems of aggregated energy systems. The work considers three types of applications: (i) a pipeline with a daily demand of 1000 MWh of hydrogen (adjustable hourly production rate); (ii) a chemical factory with a constant demand of 100 MW (not adjustable); a truck refuelling station with time varying demand profiles. The optimization is repeated considering both grid-connected and off-grid plants, as well as with and without emission caps. In all the considered applications, the optimal solution features alkaline electrolyzers indicating that itis more effective from an economic point of view than PEM electrolyzers. The LCOH is always in the range of 7.93-11.97 €/kgH2, where the lowest one is for the on grid large applications and the higher one for the refuelling station.

La presente ricerca analizza la progettazione e il funzionamento di tre impianti per la produzione di idrogeno. Gli impianti possono essere composti dai seguenti componenti: pannelli fotovoltaici, turbine eoliche, CSP, turbine a gas, cicli combinati, elettrolizzatori, batterie e vessel di idrogeno. Sono state prese in considerazione e comparate due tipologie di elettrolizzatori: alcalino e PEM. La tesi si propone di capire come il design dell'impianto (compresi mix energetico e sistemi energetici) e i costi cambiano a seconda dell'applicazione. L'ottimizzazione è stata eseguita utilizzando il codice AES-OPT sviluppato dal gruppo di ricerca del prof. Martelli. Il codice è basato su un modello MILP per problemi di progettazione e funzionamento dei sistemi energetici aggregati. Il lavoro considera tre tipi di applicazioni: (i) una conduttura con un fabbisogno giornaliero di 1000 MWh di idrogeno (tasso orario di produzione regolabile); (ii) uno stabilimento chimico con un fabbisogno costante di 100 MW (non regolabile); una stazione di rifornimento per autocarri con profili di domanda variabili nel tempo. L'ottimizzazione viene effettuata considerando sia impianti collegati alla rete sia fuori rete, nonché con e senza limiti di emissione. In tutte le applicazioni considerate, la soluzione ottimale è costituita da elettrolizzatori alcalini, il che indica che essi sono più efficaci dal punto di vista economico rispetto agli elettrolizzatori PEM. Il LCOH è sempre compreso tra 7,93 e 11,97 €/kgH2, dove il più basso corrisponde alle applicazioni on-grid e il più alto alla stazione di rifornimento.