Combining offshore wind power and hydrogen production – Assessment of storage requirements and energy utilization for different configurations

Abstract

Internasjonale energimål krever integrering av fornybar kraft i strømnettet. I Europa er etablering av offshore vind en prioritet, og kontinentet har som mål å installere 60 GW innen 2030. I februar i 2022 annonserte den norske regjeringen en plan om å installere 30 GW offshore vind innen 2040. Varierende vindforhold fører til varierende kraftproduksjon i et offshore vindkraftverk, og å lagre energi i hydrogengass kan være en del av løsningen for å gjøre vindkraft mer balansert. Hydrogen er også ansett som en mulig erstatter for fossilt brensel i tungindustri og stortransport, der batterier blir store og tunge. Det internasjonale fornybare energibyrået (IRENA) forventer at hydrogen vil være 12 % av verdens totale energiforbruk innen 2050. Denne oppgaven har som mål å undersøke potensialet til havvindparker som kraftkilde til hydrogenproduksjon og -lagring offshore. Den har også som mål å undersøke hvordan varierende intervaller for konstant leveranse til land, endret lagringsstørrelse og endring av vindkapasiteten kan øke overføringen av kraft i det tilkoblede strømnettet. Både offshore vind og onshore hydrogenproduksjon har vært etablert i mange år, men har aldri blitt kombinert i storskala offshore. I denne oppgaven er en 1400 MW vindturbinpark modellert for å undersøke potensialet i Sørlige Nordsjø II. Den ga strøm til offshore hydrogenproduksjonsanlegg, som igjen var tilkoblet et offshore lagringsanlegg og et gassrørsystem som førte til land. Strømnettet ble senere tilkoblet for å studere hvordan overføringen varierte med varierende komponentstørrelser.

Kalkulasjonene av vindparken offshore resulterte i en gjennomsnittlig kapasitetsfaktor på 60.25 %. Konstant hydrogen leveranse til land hver time førte til et totalt lagerbehov på 8 071 tonn. Minkende intervall for konstant leveranse førte til mindre lagerbehov, og månedlig konstant leveranse ga et lagerbehov med 2 231 tonn, som er 70 % mindre enn det med årlig konstant intervall. En minkende lagerkapasitet fra 100 % til 10 % førte til en økende kraftoverføring i strømnettet på 70 % og et minkende lagerbehov av hydrogen på 89 % når det er konstant hydrogenleveranse til land, hele året. Oppskaleringen av vindkraftanlegget økte til mindre lagerbehov, bare ~5 % kraftdumping og høyere krafteksport, mindre kraft import og mindre størrelse på lagringsbehovet. Samme tendensen repeteres for de andre intervallcasene.

Hydrogenlagring i saltgruver i Nordsjøen har et enormt potensiale. I det norske territoriet er det mulig å produsere og lagre hydrogen som ville være med på å levere en konstant leveranse til Europa gjennom hele året som ville vært 385 ganger Europas hydrogenmål i 2030. Det er den samme energimengden som fem ganger hele verdens energibehov.

Selv om overføringen i strømnettet økte for en minkende lagringskapasitet, var det fortsatt mange timer med ledig kapasitet i strømnettet. Denne kapasiteten kan bli utnyttet til andre formål, som å elektrifisere en olje og gass plattform. Modellen med 2800 MW vindturbinpark utnyttet komponentene bedre, ved å eksportere mer strøm til strømnettet, og derfor både eksportere kraft og produsere hydrogenbehovet. Hydrogenlagring i saltgruver må studeres videre for å få mer pålitelige data som bekrefter lagringspotensiale i saltgruvene i Nordsjøen.

International energy goals require increased electrification and integration of renewable power. In Europe, there is an increased priority on integrating offshore wind, and the continent has a goal of installing 60 GW by 2030. In February 2022, the Norwegian Government announced the plan for a 1500 MW offshore wind power plant at Southern North Sea II, a suitable location for efficient power production and internal power supply. The Norwegian goal is to establish offshore wind with 30 GW capacity by 2040. Varying wind conditions and further the wind power production lead to varying power supply, and storing energy in the production of hydrogen gas can make the wind power more balanced. Hydrogen is also considered a replacement for fossil fuels in heavy industry and transport, where batteries become enormous. The International Renewable Energy Agency (IRENA) suggests that hydrogen will contribute to 12 % of the total energy consumption by 2050. This thesis aims to investigate the potential of offshore wind power production supplying offshore hydrogen production and storage. It also investigates how varying intervals for continuous delivery to shore, storage size and the wind power capacity affect the power transmission in a connected grid. Both offshore wind and onshore hydrogen production are established technologies but have never been combined on a large scale offshore. A 1400 MW offshore wind power plant was modelled to investigate the wind power potential at Southern North Sea II. It supplied power to an offshore electrolyser connected to offshore storage and a gas cable that transports hydrogen gas to shore.

The performed calculations resulted in a mean monthly capacity factor of 60.25 % at the offshore wind farm. The constant yearly delivery to shore gave total hydrogen demanded storage capacity of 8,071 tons. Decreasing the interval for continuous delivery decreased the storage demand. The continuous monthly delivery to shore led to a storage demand of 2,231 tons, which is 70 % less than the constant yearly interval. Further, a decreasing storage capacity from 100 % to 10 % led to an increasing grid transmission of 30 % for the case with constant yearly delivery to shore. The upscaling of the wind power plant led to increased power transmission of approximately 70 % and a decreased hydrogen storage demand of 89 % for a continuous yearly delivery to the shore. The upscaling of the wind power plant led to a decreased storage capacity demand, only ~5 % power dumping and higher utilisation of the components. The same tendencies were repeated for the other interval cases.

The salt cavern storage potential in the North Sea is enormous. In the Norwegian Territory, is it possible to produce and store hydrogen that would serve Europe with a continuous delivery throughout a year which would be 385 times the hydrogen goal of 2030, the same energy amount as five times the world energy consumption.

There were many hours of free capacity in the power grid, even if the total hydrogen storage capacity decreased. The capacity could be utilised for other purposes offshore, like electrifying an oil and gas platform or connecting to an offshore grid. A further comparison of the economic and technical combination of the components in the model still remains. The salt cavern potential needs to be further investigated to get more reliable data on the potential storage capacity in the salt caverns in the Norwegian North Sea.