Kurzbeschreibung
(Deutsch)
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Wasserstoffbrennstoffzellen können in Quartierenergiesysteme integriert und flexibel betrieben werden. Wenn sie mit nachhaltig produziertem Wasserstoff betrieben werden, können sie dezentrale, erneuerbare, elektrische und thermische Energie zur Verfügung stellen. In diesem Projekt wird eine Pilotanlage in NEST+move an der Empa installiert, um den Einsatz dieser Technologie zu netzdienlichen Zwecken praktisch zu untersuchen. Konkret wird der kvyreen Prototyp des BFE Projekts e-HRS adaptiert und als integrierte Pilotanlage betrieben. Es werden netzentlastende Betriebsstrategien entwickelt und auf der Anlage validiert. Weiter wird untersucht inwiefern Wärmepumpen sowie thermische und elektrische Speichertechnologien in Kombination mit der Pilotanlage netzdienlich eingesetzt werden können. Ein Augenmerk wird auch auf das Verhalten der Brennstoffzellenanlage über ihre Lebenszeit gelegt. Gebäudetechnik-, Wasserstoff- und Verteilnetzaspekte werden zusammengeführt und integral betrachtet.
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Kurzbeschreibung
(Englisch)
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Hydrogen fuel cells can be integrated into district energy systems and can be operated flexibly. If they are operated with sustainably produced hydrogen, they can provide decentralized, renewable, electrical and thermal energy. In this project, a pilot plant will be installed in NEST+move at Empa to investigate the practical use of this technology for grid-supporting purposes. Specifically, the kvyreen prototype of the SFOE project e-HRS will be adapted and operated as an integrated pilot plant. Grid-relieving operating strategies are being developed and validated on the system. The extent to which heat pumps and thermal and electrical storage technologies can be used in combination with the pilot system to support the grid is also being investigated. Attention will also be paid to the behavior of the fuel cell system over its lifetime. Aspects of building technology, hydrogen and the distribution grid are being brought together and considered as a whole.
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Kurzbeschreibung
(Französisch)
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Les piles à combustible à hydrogène peuvent être intégrées les systèmes énergétiques de quartier peuvent être intégrés et exploités de manière flexible. Lorsqu'elles fonctionnent avec de l'hydrogène produit de manière durable, elles peuvent fournir une énergie électrique et thermique décentralisée et renouvelable. Dans le cadre de ce projet, une installation pilote sera mise en place dans NEST+move à l'Empa afin d'étudier concrètement l'utilisation de cette technologie à des fins de desserte du réseau. Concrètement, le prototype kvyreen du projet e-HRS de l'OFEN sera adapté et exploité en tant qu'installation pilote intégrée. Des stratégies d'exploitation visant à décharger le réseau seront développées et validées sur l'installation. En outre, on étudie dans quelle mesure les pompes à chaleur et les technologies de stockage thermique et électrique peuvent être utilisées en combinaison avec l'installation pilote pour servir le réseau. Une attention particulière sera également accordée au comportement de l'installation de piles à combustible au cours de sa durée de vie. Les aspects de la technique du bâtiment, de l'hydrogène et du réseau de distribution sont réunis et considérés intégralement.
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Publikationen / Ergebnisse
(Deutsch)
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Das H2-districts Projekt untersucht, wie stationäre Wasserstoff-Brennstoffzellen (FC) in Quartiersenergiesysteme integriert werden können, um Lastspitzen zu glätten, das Stromnetz zu unterstützen und gleichzeitig thermische Leistungen zu erbringen sowie CO2-Emissionen zu reduzieren. Das Vorhaben motiviert aus steigender Winterstromnachfrage – bedingt durch die Verbreitung von Wärmepumpen und das Laden von Elektrofahrzeugen – und begrenzter dezentraler Erzeugung, wodurch teure Lastspitzen entstehen, und das Verteilungsnetz belastet wird. Durch die Kopplung einer 60 kWel Brennstoffzelle (Prototyp „kvyreen“) mit dem elektrischen- und wärmenetz am NEST+move-Demonstrator der Empa wird die technische Machbarkeit, geeignete Betriebsstrategien und die ökonomische Tragfähigkeit von wasserstoffbetriebenen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen als flexible Ressourcen geprüft. Der Ansatz kombiniert einen im Feld getesteten Piloten, detaillierte Datenerfassung und modellbasierte Optimierung. Ein modellprädiktiver Regler (MPC) erhält Lastprognosen (mittels XGBoost) sowie Kostensignale (Stromtarife, Spitzenlastgebühren, Wasserstoffpreis) und bestimmt optimale Sollwerte für die Brennstoffzelle, die Wärmepumpe und den thermischen Speicher. Experimente über einen Zeitraum von zwei Monaten (Februar-April 2025) quantifizieren Systemwirkungsgrade und Ansprechzeiten. Sensitivitätsanalysen (mittels Morris-Methode) zeigen, dass Spitzenlastgebühren, Kapitalkosten der FC und deren Lebensdauer die entscheidenden Treiber für die optimale Dimensionierung sind. Die wichtigsten Ergebnisse zeigen, dass die FC unter drei Minuten den Leistungssollwert verfolgt und dabei System-elektrische Wirkungsgrade von 40-48% sowie thermische Wirkungsgrade von 30-50% je nach Last erreicht. Im lokalen Anwendungsfall (NEST-Gebäude) führt das Lastspitzen-Shaving zu Kosteneinsparungen von etwa 3%, da das verhältnismässig kleine Lastspitzen verursacht; erst die Ausweitung des Betriebs auf das gesamte Empa-Campus-Gebiet (globaler Fall) verbessert die Gesamtkosten um mehr als 10%, da dort grössere Winterlastspitzen auftreten. Die technoökonomische Analyse zeigt, dass Second-Life-FCs erst ab Spitzenlastgebühren von rund 18 CHF/kW und einem Jahresäquivalenzbedarf von über 500 MWh wirtschaftlich werden; unter diesen Bedingungen können sie Investitionen in die Netzverstärkung (≈ 1,4kCHF pro 22 kW Spitzenreduktion) verzögern und die jährlichen Betriebskosten um etwa 1,5% senken. Die Verwendung von Alterungsmodellen aus der Literatur zeigt, dass die Degradation in erster Linie durch den Betrieb mit hoher Leistung beeinflusst wird. Wenn Alterungseffekte bei der Designoptimierung berücksichtigt werden, bei der die Brennstoffzelle als Grundlastanlage betrieben wird, reduziert sich die optimale Brennstoffzellengröße für langfristige Planungshorizonte um bis zu 28 %, während der KWK-Betrieb Effizienzverluste leicht ausgleicht. Die Projektresultate zeigen, dass Wasserstoff-Brennstoffzellen technisch geeignet sind, um in Quartieren Lastspitzen zu glätten, insbesondere in Sektoren mit stark saisonaler Nachfrage (z. B. Schulen, Restaurants) und dort, wo Luft-Wärmepumpen dominieren. Der wirtschaftliche Nutzen hängt von zukünftigen Stromtarifen, Spitzenlastgebühren und CO2-Preisen sowie von der Verfügbarkeit kostengünstiger Second-Life-FCs ab. Weiterführende Arbeiten sollten Langzeit-Degradationsmodelle verfeinern, Prognosehorizonte erweitern und zusätzliche Erlösquellen aus Netzdienstleistungen prüfen, um das Geschäftsmodell für eine breitere Einführung zu stärken.
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Schlussbericht
(Englisch)
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The H2-districts project investigates how stationary hydrogen-fuel-cells (FCs) can be integrated into district energy systems to provide peak-shaving, grid-support and thermal services while reducing CO2 emissions. The project is motivated by the growing mismatch between rising winter electricity demand — driven by heat-pump uptake and electric-vehicle charging—and limited local generation in winter, which creates high-cost peak loads and stresses distribution grids. By coupling a 60 kWel PEMFC (the “kvyreen” prototype) with a medium-temperature district-heating network at Empa’s NEST+move demonstrator, the consortium explores the technical feasibility, control strategies and economic viability of using hydrogen-powered combined-heat-and-power (CHP) units as flexible assets. The approach combines a field-tested pilot, detailed data acquisition, and model-based optimization. A model-predictive controller (MPC) receives short-term load forecasts (generated with XGBoost) and cost signals (electricity tariffs, peak-power fees, hydrogen price) and determines optimal set-points for the FC, heat pump and thermal storage. Experiments over a two-month period (Feb–Apr 2025) quantify system efficiencies, ramp-rates and the impact of auxiliary loads, while a mixed-integer linear programming (MILP) design tool evaluates techno-economic performance across a range of demand profiles, climate scenarios and ageing assumptions. Sensitivity analyses (via Morris' method) identify peak-power fees, FC capital cost and lifetime as the dominant drivers of optimal sizing. Key results show that the FC can track power set-points under three minutes, achieving system electrical efficiencies of 40-48% and thermal efficiencies of 30-50% depending on load. In the local case study (NEST building) peak-shaving yields modest cost reductions (~3%) because of a flat load profile, whereas extending the control to the wider Empa campus (global case) improves total operational costs by over 10% thanks to larger winter peaks. Techno-economic analysis reveals that second-life FCs become competitive only when peak-power fees exceed ~18 CHF/kW and demand scales above ~500MWh eq/year; under these conditions, they can defer grid-reinforcement investments (≈1.4kCHF per 22kW peak reduction) and lower annual operating costs by ~1.5%.The use of ageing models from the literature indicates that degradation is primarily affected by high-power operation. When ageing effects are considered in design optimization cases where FC operates as a base load unit, the optimal FC size is reduced by up to 28% for long-term planning horizons, while CHP operation slightly offsets efficiency losses. H2-district concludes that hydrogen-fuel-cell units are technically viable for district-scale peak-shaving if operated correctly, especially in sectors with strong seasonal demand (e.g., schools, restaurants) and where air-source heat pumps dominate. Economic benefits hinge on future electricity tariff structures, peak-power fees and CO2 pricing, as well as on the availability of affordable second-life FCs. Future work should refine long-term degradation models, expand forecasting horizons, and explore revenue streams from ancillary grid services to enhance the business case for widespread deployment.
Zugehörige Dokumente
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Schlussbericht
(Französisch)
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Le projet H2-districts étudie comment les piles à combustible à hydrogène stationnaires (FC) peuvent être intégrées aux systèmes d’énergie de quartier afin de fournir du pic-shaving, un soutien au réseau et des services thermiques tout en réduisant les émissions de CO2. Le projet est motivé par le déséquilibre croissant entre la hausse de la demande d’électricité en hiver – due à l’adoption des pompes à chaleur et à la recharge des véhicules électriques – et la production locale limitée pendant la saison froide, ce qui crée des charges de pointe coûteuses et met sous tension les réseaux de distribution. En couplant une pile à combustible PEMFC de 60 kWel (le prototype « kvyreen ») à un réseau de chauffage urbain à température moyenne sur le démonstrateur NEST+move d’Empa, le consortium explore la faisabilité technique, les stratégies de contrôle et la viabilité économique de l’utilisation d’unités combinées chaleur-électricité (CHP) alimentées à l’hydrogène comme actifs flexibles. L’approche combine un pilote testé sur le terrain, une acquisition de données détaillée et une optimisation basée sur des modèles. Un contrôleur prédictif (MPC) reçoit des prévisions de charge à court terme (générées avec XGBoost) ainsi que des signaux de coût (tarifs électriques, frais de puissance de pointe, prix de l’hydrogène) et détermine les points de consigne optimaux pour la FC, la pompe à chaleur et le stockage thermique. Des expériences menées sur deux mois (février-avril 2025) quantifient les rendements du système, les taux de montée en puissance et l’impact des charges auxiliaires, tandis qu’un outil de conception basé sur la programmation linéaire en nombres entiers mixtes (MILP) évalue la performance techno-économique selon différents profils de demande, scénarios climatiques et hypothèses de vieillissement. Des analyses de sensibilité (méthode de Morris) identifient les frais de puissance de pointe, le coût d’investissement de la FC et sa durée de vie comme principaux facteurs déterminants de la taille optimale. Les résultats clés montrent que la FC peut suivre les consignes de puissance en moins de trois minutes, atteignant des rendements électriques de 40-48 % et des rendements thermiques de 30-50 % selon la charge. Dans l’étude de cas locale (bâtiment NEST), le pic-shaving entraîne une réduction modeste des coûts (~3 %) en raison d’un profil de charge plat, alors que l’extension du contrôle à l’ensemble du campus Empa (cas global) améliore les coûts opérationnels totaux de plus de 10 % grâce à des pointes hivernales plus importantes. L’analyse techno-économique révèle que les FC de seconde vie ne deviennent compétitives que lorsque les frais de puissance de pointe dépassent ~18 CHF/kW et que la demande dépasse ~500 MWh eq/an ; dans ces conditions, elles permettent de différer les investissements de renforcement du réseau (≈1,4 kCHF par réduction de pointe de 22 kW) et de réduire les coûts d’exploitation annuels d’environ 1,5 %. L'utilisation de modèles de vieillissement tirés de la littérature indique que la dégradation est principalement affectée par un fonctionnement à haute puissance. Lorsque les effets du vieillissement sont pris en compte dans les cas d'optimisation de la conception où la pile à combustible fonctionne comme une unité de charge de base, la taille optimale de la pile à combustible est réduite jusqu'à 28 % pour les horizons de planification à long terme, tandis que le fonctionnement en cogénération compense légèrement les pertes d'efficacité. H2-district conclut que les unités à pile à combustible hydrogène sont techniquement viables pour le pic-shaving à l’échelle d’un quartier si elles sont correctement exploitées, notamment dans les secteurs présentant une forte demande saisonnière (écoles, restaurants) et où les pompes à chaleur aérothermiques dominent. Les bénéfices économiques dépendent des futures structures tarifaires de l’électricité, des frais de puissance de pointe et de la tarification du CO2, ainsi que de la disponibilité de FC de seconde vie abordables. Les travaux futurs devraient affiner les modèles de dégradation à long terme, élargir les horizons de prévision et explorer les sources de revenus provenant des services auxiliaires du réseau afin d’améliorer le cas d’affaires pour un déploiement généralisé.
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