Coordinated Optimal Scheduling Method for Electricity Hydrogen Coupled System Based on Dynamic Behavior of Electrolyzer

La rete elettrica moderna affronta una sfida persistente: il sole non splende sempre e il vento non soffia sempre. Man mano che le società si affidano maggiormente alle energie rinnovabili come il solare e l'eolico, l'elettricità che esse generano diventa imprevedibile. Per mantenere accese le luci, gli ingegneri devono trovare modi per immagazzinare questa energia in eccesso per quando sarà più necessaria. Una soluzione promettente consiste nel trasformare l'elettricità in eccesso in gas idrogeno attraverso un processo chiamato elettrolisi. In questo processo, una corrente elettrica scinde le molecole d'acqua per rilasciare idrogeno, che può essere conservato in serbatoi e utilizzato in seguito come combustibile. Tuttavia, le macchine che eseguono questo compito, note come elettrolizzatori, non sono semplici interruttori on-off. Sono dispositivi complessi che generano calore, cambiano la propria temperatura interna e si comportano diversamente a seconda di quanta potenza ricevono. Se gli ingegneri trattano queste macchine come se lavorassero con un'efficienza perfetta e immutabile, i loro piani per la rete elettrica potrebbero sembrare validi sulla carta ma fallire nel mondo reale.

Un team di ricercatori della China Electric Power Research Institute e della State Grid Gansu Electric Power Company ha sviluppato un nuovo modo per gestire la relazione tra elettricità e idrogeno. Hanno creato un modello informatico dettagliato che tiene conto del comportamento dinamico degli elettrolizzatori a membrana a scambio protonico, un tipo specifico di macchina nota per la sua rapida risposta ai cambiamenti di potenza. A differenza dei modelli più vecchi che assumono che queste macchine convertano l'elettricità in idrogeno a un tasso fisso, il nuovo modello riconosce che l'efficienza cambia man mano che la macchina si riscalda o si raffredda. I ricercatori hanno testato questo approccio utilizzando una rete elettrica simulata basata su un sistema standard a 30 nodi e una rete di idrogeno modellata su un sistema a 20 nodi in Belgio. Il loro obiettivo era trovare la programmazione più conveniente per gestire l'intero sistema garantendo al contempo la sicurezza delle apparecchiature e prolungandone la durata operativa.

Lo studio rivela che l'efficienza di un elettrolizzatore non è un numero costante, ma una variabile vivente che danza tra circa l'80 e il 90 percento a seconda della temperatura della macchina e dell'apporto di potenza. Quando un elettrolizzatore si avvia, è freddo e la sua efficienza è inferiore. Mentre funziona, il calore interno si accumula, migliorando la reazione chimica e potenziando l'efficienza fino a raggiungere una temperatura ottimale. Se la macchina però diventa troppo calda, rischia di danneggiare i suoi componenti interni, come la membrana e gli strati di catalizzatore, il che può accorciarne la vita. I ricercatori hanno scoperto che ignorando queste dinamiche termiche, i metodi di programmazione tradizionali spingono spesso le macchine a lavorare alla piena capacità per troppo tempo, il che è pericoloso per l'attrezzatura. Il loro nuovo metodo, che include limiti di temperatura rigorosi e tiene conto dell'usura derivante dall'avvio e dall'arresto, permette al sistema di operare in modo più sicuro.

Nelle loro simulazioni, i ricercatori hanno confrontato tre diversi modi di gestire il sistema. Il primo approccio trattava le reti elettriche e dell'idrogeno come entità separate, risultando in un tasso di accettazione dell'energia rinnovabile solo del 75 percento e nel costo complessivo più elevato. Il secondo approccio collegava le due reti ma utilizzava il vecchio modello semplificato che assume un'efficienza costante. Questo metodo ha ottenuto il costo più basso e il tasso più alto di accettazione dell'energia rinnovabile, pari al 95 percento, ma i ricercatori hanno notato che questi risultati erano eccessivamente ottimistici e potenzialmente insicuri per l'hardware. Il terzo approccio, che utilizzava il loro nuovo modello dinamico, ha ottenuto un tasso di accettazione dell'energia rinnovabile del 92 percento con un costo del sistema solo leggermente superiore al secondo approccio, che era irrealistico. Questa via di mezzo si è dimostrata la più pratica, bilanciando la necessità di immagazzinare energia verde con la necessità di proteggere le costose apparecchiature dallo stress termico e dai frequenti cicli di avvio e arresto.

Il team ha anche investigato come la dimensione dell'installazione dell'elettrolizzatore influenzi il sistema. Hanno scoperto che aumentare la capacità degli elettrolizzatori consente alla rete di assorbire più energia rinnovabile e abbassa il costo operativo totale, ma solo fino a un certo punto. Una volta che la capacità raggiunge un certo livello, aggiungere altre macchine produce rendimenti decrescenti; il costo extra per l'acquisto e l'installazione dell'attrezzatura supera i piccoli guadagni nella conservazione dell'energia. Ciò suggerisce che esiste una dimensione ideale per queste installazioni che dipende dal mix specifico di energia eolica e solare disponibile e dalla configurazione della rete locale. I ricercatori hanno concluso che il loro modello dinamico fornisce una guida realistica per gli operatori, garantendo che la transizione verso un futuro energetico basato sull'idrogeno sia non solo economicamente solida ma anche fisicamente sostenibile per le macchine che svolgono il lavoro.