Ubicación óptima de inyección de hidrógeno distribuido en redes de distribución de gas natural
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Universidad Santo Tomás
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Este trabajo estudia la localización óptima de unidades Power-to-Gas (P2G) en redes de distribución de gas natural, con el objetivo de minimizar de manera conjunta los costos de inversión, operación y las emisiones de gases de efecto invernadero. Para ello, se desarrolló un modelo de Programación Lineal Entera Mixta (MILP) que integra la ecuación de Weymouth (linealizada mediante la aproximación LP externa), junto con balances nodales de masa, restricciones de presión y señales económicas asociadas al mercado del hidrógeno verde. El modelo fue validado utilizando dos redes de referencia de la biblioteca GasLib. En una primera etapa, se empleó la red GasLib-134, de menor escala y basada en datos reales de Open Grid Europe (134 nodos, 86 tuberías y 1 compresor), lo que permitió evaluar el comportamiento del modelo en un entorno controlado. Posteriormente, se aplicó a la red GasLib-582, que representa un sistema de transmisión a escala real (582 nodos, 555 tuberías, 5 compresores y 23 válvulas de control), constituyéndose así el caso de estudio principal. Para la red GasLib-582, se analizaron dos períodos representativos del perfil anual de
demanda (T1: demanda baja, Percentil 10, factor de demanda DF=0.45; T2: demanda alta, Percentil 90, factor de demanda DF=0.55). Asimismo, se consideraron tres señales económicas: prima de hidrógeno verde a 3 USD/kg (S5a), prima a 4.5 USD/kg (S5b) y subsidio CAPEX del 30% bajo la Ley 1715/2014 de Colombia (S2). Los resultados muestran que, en ausencia de incentivos económicos, el modelo no realiza inversiones en P2G, lo cual es consistente desde el punto de vista técnico, ya que la red logra cubrir completamente la demanda con las fuentes existentes. En cambio, bajo las señales S5a y S5b, se instalan 35.2 MW distribuidos en cuatro nodos, con una inversión total de 42.2 millones de USD.
El análisis multiperíodo permite además identificar comportamientos que no serían evidentes en modelos de un solo período. En particular, se observa que ciertos nodos (como el sink_123) solo resultan viables en condiciones de alta demanda estacional, presentando variaciones en la inyección de hidrógeno de hasta +23.000% entre períodos. Este tipo de hallazgos resalta la importancia de incorporar variabilidad temporal en la planificación de este tipo de infraestructuras.
Abstract
This work addresses the optimal siting and sizing of Power-to-Gas (P2G) units in natural gas distribution networks, aiming to jointly minimize investment and operational costs, as well as greenhouse gas emissions. To this end, a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) model is developed, incorporating a linearized formulation of the Weymouth equation through an outer linear approximation, along with nodal mass balances, pressure constraints, and economic signals from the green hydrogen market. The proposed model is validated using two reference networks from the GasLib library. First, the GasLib-134 network—based on real data from Open Grid Europe—is used to assess model performance under controlled conditions. Subsequently, the model is applied to the GasLib-582 network, representing a real-scale transmission system, which serves as the main case study. For GasLib-582, two representative demand scenarios are analyzed: a low-demand case (10th percentile, demand factor DF = 0.45) and a high-demand case (90th percentile, DF = 0.55). Additionally, three economic signals are considered: green hydrogen premiums of 3 USD/kg and 4.5 USD/kg, and a 30% CAPEX subsidy under Colombia’s Law 1715/2014. Results show that, in the absence of economic incentives, no investment in P2G is selected, as the network can fully meet demand using existing supply sources. In contrast, under hydrogen premium scenarios, 35.2 MW of P2G capacity are installed across four nodes, corresponding to a total investment of 42.2 million USD.
Idioma
spa
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Citación
Prieto Parrado, J. D. (2026),Ubicación Óptima de Inyección de Hidrógeno Distribuido en Redes de Distribución de Gas Natural. [Trabajo de Maestría, Universidad Santo Tomás]. Repositorio Institucional
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