The member states of European Union aim to promote the reduction of harmful emissions. Emissions from combustion processes cause effects on human health and pose environmental issues, for example by increasing greenhouse effect. There are two ways to reduce emissions; one is to promote renewable energy sources and the other to utilize more effectively the available fossil fuels until a long-term solution is available. Hence, it is necessary to strive for CO2 mitigation technologies applied to fossil fuels. Low natural gas prices together with high energy efficiency have made gas turbines popular in the energy market. But, gas turbine fired with natural gas come along with emissions of CO2, NOx and CO. However, these disadvantages can be eliminated by using gas turbine with precombustion CO2 capture, separating carbon from the fuel by using fuel reforming process and feeding pure hydrogen as a fuel. Hydrogen fired gas turbines are used in two applications such as a gas turbine with pre-combustion CO2 capture and for renewable power plants where hydrogen is stored in case as a backup plan. Although the CO2 emissions are reduced in a hydrogen fired gas turbine with a pre-combustion CO2 capture, there are still several challenges such as high flame temperatures resulting in production of thermal NOx. This project suggests a method for application of hydrogen fired gas turbine, using exhaust gas recirculation to reduce flame temperature and thus reducing thermal NOx. A NOx emission model for a hydrogen-fired gas turbine was built from literature data and used to select the best operating conditions for the plant. In addition, the economic benefits of switching from natural gas to pure hydrogen are reported. For the techno-economic analysis, investment costs and operating costs were taken from the literature, and an economic model was developed. To provide sensitivity analysis for the techno-economic calculation, three cases were studied. Literature review was carried out on several journal articles and websites to gain understanding on hydrogen and natural gas fired gas turbines. Results showed that, in the current state, pure hydrogen has high delivery cost both in the US and Europe. While it’s easy to access natural gas at low cost, therefore in the current state gas turbine fired with natural gas are more profitable than hydrogen fired gas turbine. But, if targeted hydrogen prices are reached while fuel reforming process technology are developed in the coming future the hydrogen fired gas turbine will compete seriously with natural gas.

Efforts to mitigate climate change and current geopolitical disruptions have revealed that changes to the existing energy system are urgently required to offer sustainable and secure energy for Europe. Hence, the role of conventional thermal power plants is being challenged and new technologies providing additional functionality for the power grid are pushing into the market. Thus, system perspectives and considerations of synergies between different technologies become more important. Current research efforts are focused on the hybridization of renewable technologies, sector coupling, and repurposing of existing energy infrastructure. Nevertheless, literature is still lacking a system perspective analysis of these combined topics. For this purpose, a case study on integrating the existing Mellach combined cycle gas turbine (CCGT) power plant into a hybrid energy system dominated by PV and wind power via hydrogen production facilities is performed. The performance of this innovative storage power plant (ISPP) is assessed through an optimization-based techno-economic-environmental analysis. Further, the sensitivity of such a system to external uncertainties such as the electricity price, component costs, or CO2 emission pricing is evaluated.  Under the assumptions made, the retrofitting of the CCGT to be (co-)fired with hydrogen does not provide an economically feasible solution for repurposing the power plant. The results indicate that the highest revenues are obtained when natural gas firing in the CCGT is enabled. Simultaneously, this also causes the highest CO2 emissions. However, natural gas needs to be phased-out by 2030 to meet Austria’s climate target. Combining renewables with hydrogen-firing of the CCGT system or sales to the hydrogen market increases the system flexibility and resilience to external influences. However, the revenue streams from continuing the CCGT operation cannot offset the initial investment costs of the turbine upgrade. The investigated ISPP is subject to several uncertainties. Depending on the development of certain components or market properties, utilizing the existing power block through sector coupling with hydrogen can improve the system economics. Eventually, this can make the system profitable depending on the developments. The investigated system behavior shows an improved utilization of renewable energy by converting it into hydrogen instead of curtailing or selling the electricity at a low price. Hence, the investigated set of components is most profitable when the installed renewable energy capacity is a multiple of the maximum electric power of the existing CCGT power block. On the other hand, providing the option of blending natural gas with hydrogen is not economically beneficial under the assumptions made. Further, the results showed that an increase in EU ETS CO2 certificate prices would improve the profitability of the ISPP compared to the state-of-the-art operation with natural gas. Another finding of the analysis is the sensitivity of the hydrogen system to the electrolyzer cost. Meeting the near-term electrolyzer cost development target would significantly increase the optimal hydrogen system sizing, as well as the economic performance of the entire power plant. Additionally, the system can balance the power grid by operating the electrolyzer using grid electricity purchased at negative prices during hours of power oversupply, which is not possible in the existing configuration. It can be concluded that the investigated ISPP is more resilient to external influences given its enhanced operation flexibility and different revenue streams. / Bemötande av klimatförändringar och nuvarande geopolitiska störningar har avslöjat att förändringar av det befintliga energisystemet är nödvändiga för att erbjuda hållbar och säker energi för Europa. Därför ifrågasätts rollen för konventionella termiska kraftverk och nya teknologier som erbjuder ytterligare funktionalitet för elnätet gör sin inmarsch på marknaden. Därmed blir systemperspektiv och överväganden av synergier mellan olika teknologier allt viktigare. Aktuell forskning fokuserar på hybridisering av förnybara teknologier, sektorkoppling och omdaning av befintlig energiinfrastruktur. Trots detta saknas fortfarande en systemperspektivsanalys av dessa kombinerade ämnen i litteraturen. För detta ändamål genomförs en fallstudie om integrering av det befintliga kombikraftverket (CCGT) i Mellach i ett hybridenergisystem dominerat av sol- och vindkraft via vätgasproduktionsanläggningar. Prestandan för detta innovativa lagringskraftverk (ISPP) utvärderas genom en optimeringsbaserad teknisk-ekonomisk-miljömässig analys. Dessutom utvärderas känsligheten hos ett sådant system för externa osäkerheter som elpriset, komponentkostnader eller prissättning av koldioxidutsläpp. Under de antaganden som gjorts ger ombyggnaden av CCGT för att använda (co-)eldning med vätgas inte en ekonomiskt genomförbar lösning för omdaning av kraftverket. Resultaten indikerar att de högsta intäkterna uppnås när naturgaseldning i CCGT tillåts. Samtidigt orsakar detta också de högsta koldioxidutsläppen. Dock behöver naturgas fasas ut före 2030 för att uppnå Österrikes klimatmål. Att kombinera förnybara energikällor med vätgaseldning av CCGT-systemet eller försäljning till vätgasmarknaden ökar systemets flexibilitet och motståndskraft mot externa påverkan. Intäktsströmmarna från fortsatt drift av CCGT kan dock inte kompensera för de initiala investeringskostnaderna för uppgraderingen av turbinen. Det undersökta ISPP påverkas av flera osäkerheter. Beroende på utvecklingen av vissa komponenter eller marknadsegenskaper kan användningen av det befintliga kraftblocket genom sektorkoppling med vätgas förbättra systemekonomin. Slutligen kan detta göra systemet lönsamt beroende på utvecklingen. Det undersökta systembeteendet visar en förbättrad användning av förnybar energi genom att omvandla den till vätgas istället för att avbryta eller sälja el till ett lågt pris. Därför är det undersökta komponentsystemet mest lönsamt när den installerade kapaciteten för förnybar energi är flera gånger den maximala elektriska effekten hos det befintliga CCGT-kraftblocket. Å andra sidan är möjligheten att blanda naturgas med vätgas inte ekonomiskt fördelaktig under de antaganden som gjorts. Dessutom visade resultaten att en ökning av EU ETS-koldioxidcertifikatpriserna skulle förbättra lönsamheten för ISPP jämfört med dagens drift med naturgas. En annan slutsats från analysen är känsligheten hos vätgassystemet för elektrolysatorns kostnad. Att uppnå den närtidsmål för kostnadsutveckling för elektrolysatorn skulle signifikant öka den optimala storleken på vätgassystemet, liksom den ekonomiska prestandan för hela kraftverket. Dessutom kan systemet balansera elnätet genom att driva elektrolysatorn med el från elnätet som köps till negativa priser under timmar av överflödig kraft, vilket inte är möjligt i den befintliga konfigurationen. Slutsatsen är att det undersökta ISPP är mer motståndskraftigt mot externa påverkan med tanke på dess förbättrade driftflexibilitet och olika intäktsströmmar.