Spis treści
Od opublikowania w lipcu tego roku unijnej strategii wodorowej staje się jasne, że sektor gazowy będzie musiał zacząć uwzględniać w rozwoju dekarbonizację. Czyste paliwa, jak „zielony” wodór, zrównoważone biopaliwa i biogaz, mają pomóc w dekarbonizacji sektorów, w których wprowadzenie „czystej” elektryfikacji jest trudne.
Wodór może być nośnikiem energii oraz może zapewnić magazynowanie energii z OZE. Potrzebny jest jednak do tego rozwój produkcji czystego wodoru, systemów jego magazynowania i transportu oraz technologii jego zastosowania.
Czy obecne jednostki gazowe będą mogły spalać wodór?
Producenci turbin testują spalanie wodoru w turbinach o mocy od kilku do kilkuset megawatów. W przeciwieństwie do biometanu, który mógłby niemal z marszu zastąpić w infrastrukturze gaz ziemny, zastosowanie wodoru nie jest tak proste. W odniesieniu do masy, gęstość energii w wodorze jest ponad dwa razy większa niż w gazie ziemnym, ale niska jest gęstość energii względem objętości. Wodór pali się bardzo łatwo, niewidocznym czystym płomieniem. Podczas spalania jego płomienie pochłaniają paliwo z prędkością około 300 centymetrów na sekundę, 10 razy szybciej niż płomienie gazu ziemnego. Wyzwań jest jednak więcej – to możliwość produkcji dużej ilości zielonego wodoru, jego magazynowanie czy kwestie związane z zapewnieniem bezpieczeństwa instalacji wodorowej.
Na rynku jest już wiele turbin gazowych, które mogą pracować na mieszance gazu ziemnego i wodoru. Celem jest turbina gazowa spalająca 100 proc. wodoru.
Siemens Energy deklaruje, że wszystkie jego nowo wyprodukowane turbiny gazowe są w stanie spalać mieszankę paliwową o różnej zawartości wodoru.
Mniejsze zawartości wodoru, mowa tu o dodatku rzędu 10-30 proc. objętości, nie wymagają praktycznie modyfikacji w nowych jednostkach, choć ostatecznie zależy to od typu turbiny. Dodatek do 50 proc., a nawet 70 proc. wodoru może oznaczać konieczność modyfikacji palnika oraz systemów sterowania w zakresie kontroli procesów spalania i bezpieczeństwa.
Zawartość wodoru powyżej 70 proc. w spalanym gazie wiąże się już z obowiązkowymi modyfikacjami, by zapewnić bezpieczne, stabilne i spełniające normy emisyjne spalanie.
Mieszanki są gotowe
General Electric podaje, że jego turbiny gazowe klasy F i E oraz Aeroderivative (turbiny gazowe pochodzenia lotniczego) pracowały przeszło 6 mln godzin na paliwach zawierających wodór. W większości był pozyskiwany jako produkt uboczny z zakładów przemysłowych, rafinerii i hut. GE opracował system spalania DLN 2.6e, który może działać na mieszance gazu ziemnego i 50 proc. (objętościowo) wodoru. Można go znaleźć w niektórych zastosowaniach w najnowszych i największych turbinach GE, takich jak HA. Docelowo turbina HA ma mieć możliwość spalania 100 proc. wodoru.
Czytaj także: Klątwa gazowej turbiny
Zakłady, gdzie w turbinach GE spalany jest częściowo wodór, pracują na całym świecie. Przykładem może być południowokoreańska rafineria Daesan, gdzie ponad 20 lat turbina GE 6B pracuje spalając także gaz z domieszką od 70 do nawet 95 proc. wodoru.
Wodorowe imperium
Japoński MHPS (Mitsubish Hitachi Power System) ma największy udział w rynku turbin gazowych. Japończycy z sukcesem przeprowadzili testy pracy turbin przy zawartości wodoru 30 proc. MHPS prowadzi obecnie pilotażowy projekt konwersji jednej z trzech jednostek w zakładzie Magnum w Holandii. Projekt w Groningen, w którym uczestniczą Nuon, Vattenfall, Equinor i Gasunie, obejmuje modyfikację turbiny gazowej M701F o mocy 440 MW.
W 2020 roku firma otrzymała również zamówienie od Intermountain Power Agency w Delta w stanie Utah na dwie turbiny gazowe JAC, które mogą wykorzystywać do 30 proc. paliwa wodorowego. Docelowo turbiny te mają być w stanie wykorzystywać w 100 proc. wodór. MHPS rozwija tam również produkcję i magazynowanie wodoru z OZE w ramach projektu Advanced Clean Energy Storage (ACES).
Czytaj także: Kto zarobi na polskim wodorze?
Paul Browning, dyrektor generalny MHPS Americas stwierdził, że wraz z postępami prac, każda sprzedawana turbina gazowa MHPS zyska pełną możliwość wykorzystania wodoru z OZE. Klienci mogą dziś zakupić elektrownię na gaz ziemny i z czasem przekształcić ją w magazyn energii z OZE.
Włosi także inwestują w wodór
Do grona firm, które chcą znaleźć się w pierwszym szeregu jeśli chodzi o rozwiązania wodorowe, planuje dołączyć Ansaldo Energia. Ten włoski producent turbin podpisał rok temu list intencyjny z norweskim Equinorem. Equinor będzie współfinansować testy turbiny gazowej GT36 H Ansaldo, by sprawdzić czy może ona być zasilana wyłącznie wodorem. Głównymi celami jest obniżenie emisji tlenków azotu, wzmocnienie elastyczności operacyjnej i minimalizacja obniżania wartości znamionowych silnika przy bardzo wysokich zawartościach wodoru – podały firmy.
Czytaj także: Powstaje wodorowa strategia Unii
Do wodorowego wyścigu włączył się włoski operator przesyłu gazu Snam, który szacuje, że 70 proc. jego rur jest w stanie przesyłać wodór. Snam testuje turbinę hybrydową do obsługi mieszanek wodoru do 10 proc. Współpracuje również z innym włoskim przedsiębiorstwem energetycznym – A2A, by zbadać możliwość konwersji jego elektrowni węglowych na spalanie gazu ziemnego, wodoru lub ich mieszanki.
Jeśli wodór to zielony
Wodór ma ogromną zaletę – reagując z tlenem uwalnia energię, a efektem spalania jest wyłącznie woda. Jest więc paliwem w pełni zeroemisyjnym. Ma też jednak swoje słabsze strony. Wiążą się one nie tylko z wyzwaniami technologicznymi, ale też z wysokimi kosztami produkcji i metodami pozyskiwania zielonego wodoru.
Obecnie ponad 90 proc. wodoru jest pozyskiwane z paliw kopalnych, a główną i najtańszą metodą jego produkcji jest reforming parowy. Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej, około 2 proc. światowej produkcji jest wynikiem elektrolizy, a ułamek procenta pochodzi z elektrolizerów zasilanych energią z OZE.
Czytaj także: Europa chce mieć swoją „zieloną bombę wodorową”
Dostęp do dużych ilości zielonego wodoru to główne wyzwanie, na które wskazuje Jarosław Krotoski z Siemens Energy. Brak jest wielkoskalowych magazynów zielonego wodoru, nie ma też zielonego wodoru w rurociągach przesyłowych gazu. Krotoski jednak uważa, że zielony wodór, jako pozbawiony śladu węglowego nośnik energii, mimo wielu wyzwań jakie stoją przed tą technologią, będzie sukcesywnie zwiększał swój udział nie tylko w energetyce, ale także w innych sektorach gospodarki przyczyniając się do ich stopniowej dekarbonizacji.
Dlatego ważne będzie tworzenie nowych miejsc produkcji wodoru z OZE w elektrolizerach jak również stopniowe zwiększanie jego wykorzystania w wielu sektorach gospodarki. Należy podkreślić, że zarówno wodór jak i biometan będą odgrywały ważną rolę w dążeniu Polski do neutralności klimatycznej – wskazuje Krotoski.
Ale czy to się opłaca?
Jest jeszcze kwestia kosztów. Sama turbina gazowa nie wystarczy do osiągnięcia technologii spalania w 100 proc. opartej na wodorze. Mitsubishi Power ocenia, że turbina gazowa o mocy 500 MW i sprawności 60 proc. zużywałaby 1,4 tony wodoru na godzinę. Dlatego też konieczne jest zapewnienie pewnego źródła wodoru.
Na rynku amerykańskim gaz ziemny kosztuje od 2 do 3 dolarów za milion BTU i około dwa razy więcej w Europie, a wodór może kosztować od 10 do 60 dolarów za milion BTU, w zależności od tego, jak jest wytwarzany – wylicza GE.
Producenci wskazują, że turbina gazowa opalana wodorem prawdopodobnie wymagałaby elektrolizera i magazynowania „zielonego” wodoru na miejscu. To wymaga bardzo niskiego kosztu energii elektrycznej, czyli korzystania z nadwyżek energii z OZE, co nada sens ekonomiczny takim projektom. A ponieważ rozwój OZE postępuje bardzo szybko, to wiele osób z branży oraz organów regulacyjnych jest przekonanych, że wodór stanowi idealną odpowiedź na zagospodarowanie nadwyżek tej energii. Czy tak się stanie i w jakim tempie wodór będzie zastępował gaz ziemny – to okaże się w ciągu najbliższych lat.
