Spis treści
Energetyka gazowa nie zamierza się zwijać – pisaliśmy niedawno na naszych łamach, opisując sytuację gazu jako paliwa dla energetyki po tym, jak Unii Europejskiej udało się bez większych perturbacji przejść przez minioną zimę. Dlatego łatwiej jest więc mówić – nawet w Niemczech – o nowych inwestycjach w energetykę gazową, zwłaszcza rysując perspektywę przestawienia jej w przyszłości na spalanie zielonego wodoru.
W ostatnich latach realizowane i planowane inwestycje polskich grup energetycznych również dotyczą przede wszystkim bloków gazowych. Czy w przyszłości będą one zasilane wodorem?
Polska przestawi gaz na wodór?
O to zapytaliśmy m.in. Orlen, który po przejęciu Energi, Lotosu i PGNiG stał się jednym z głównych podmiotów w energetyce gazowej. Z drugiej strony grupa ma również duże ambicje wodorowe.
Zobacz więcej: Jakie elektrolizery wyprodukują zielony wodór w Polsce?
Jak przekazało nam biuro prasowe Orlenu, koncern planuje inwestować w wodór odnawialny jako w surowiec niezbędny do przeprowadzenia skutecznej transformacji energetycznej i dekarbonizacji, co zostało uwzględnione w zaktualizowanej strategii do 2030 r.
Zobacz też: KE zatwierdziła pomoc publiczną dla Lotos Green H2 na produkcję odnawialnego wodoru
– Już w tej chwili istniejące instalacje należące do Grupy Orlen posiadają techniczną możliwość współspalania wodoru w blokach gazowych, niemal bezinwestycyjnie. Nowe jednostki CCGT w Ostrołęce i Grudziądzu, powstające w ramach inwestycji energetycznych koncernu, realizowane są w formule, która zakłada, na mocy umów zawartych z dostawcami technologii, ich gotowość do przyszłego współspalania wodoru – wskazano w odpowiedzi.
– Podobnie będzie realizowana inwestycja jednostki CCGT Gdańsk – w dokumentacji, na bazie której spółka prowadzi obecnie postępowanie przetargowe, również uwzględniony został wymóg gotowości do przyszłego współspalania wodoru – dodano.
Jednocześnie podkreślono, że wykorzystywanie tego paliwa w ciepłownictwie i energetyce, zarówno w ramach istniejących jak i planowanych instalacji, uzależnione jest od dostępności i możliwości dostarczenia dużych wolumenów wodoru nisko- i zeroemisyjnego. To wymaga natomiast nie tylko uruchomienia odpowiednich mocy wytwórczych tego gazu, ale także dostosowania/budowy odpowiedniej infrastruktury przesyłowej.
– W przypadku pojawienia się okoliczności umożliwiających wykorzystywanie wodoru jako paliwa w naszych jednostkach gazowych, spółka będzie dążyć do wykorzystania możliwości zastąpienia gazu ziemnego. Natomiast możliwy do uzyskania udział wodoru w miksie paliwowym instalacji CCGT należących do PKN Orlen, zależny będzie od wielu czynników, w tym od ilości dostępnego wodoru, jak też od rozwoju technologii jego spalania w blokach energetycznych. W naszej ocenie, takie działania będą możliwe do zrealizowania dopiero w perspektywie po 2030 r. – zaznaczył koncern.
Do autobusu i turbiny
Wykorzystanie gazu to też główny pomysł na wyrugowanie węgla z ciepłownictwa – w tym także przez największy podmiot w sektorze, czyli spółkę PGE Energia Ciepła. Do 2030 r. jej aktywa wytwórcze mają być oparte o źródła zero- i niskoemisyjne.
Do tego czasu, jak dodał, w ramach obowiązującej strategii głównymi obszarami biznesowymi, w których grupa zakłada intensywny wzrost wykorzystania nisko- i zeroemisyjnego wodoru, pozostaną przede wszystkim przemysł nawozowy, rafineryjny, petrochemiczny i transport.
– Jednocześnie trwa aktualizacja strategii GK PGE. Prowadzone są analizy dotyczące możliwości wykorzystania wodoru, które wskazują potencjał współspalania wodoru w istniejących jednostkach do 30 proc. – przekazało nam biuro prasowe spółki PGE Energia Ciepła.
– Zwiększenie stopnia wykorzystania wodoru w jednostkach wytwórczych uzależnione będzie od dostępności technologii oraz dostępności paliwa. Przy decyzjach inwestycyjnych każdorazowo uwzględniane są możliwości dostosowania instalacji do wykorzystania paliw zeroemisyjnych – stwierdziło.
Ambitne plany odnośnie wodoru ma też ZE PAK z grupy Zygmunta Solorza, który m.in. zainwestował w fabrykę autobusów napędzanych tym paliwem. Swoje miejsce znalazło ono też w specyfikacji trwającego przetargu na blok gazowy 600 MW, który ma powstać na terenie dawnej Elektrowni Adamów.
– Przewiduje się, że w trakcie eksploatacji turbozespołu gazowo-parowego będzie on zasilany również paliwem modyfikowanym, składającym się z mieszaniny około 70 proc. gazu ziemnego oraz z około 30 proc. wodoru – napisano w dokumentacji przetargowej.
– Wodór do nowego bloku będzie dostarczany z zewnętrznego źródła rurociągiem przesyłowym DN200. Jednocześnie Zamawiający nie wyklucza wykorzystania 100 proc. wodoru w przyszłości, jeśli stosowne rozporządzenia zaczną obowiązywać. Dostosowanie układu do spalania wyłącznie wodoru nie jest przedmiotem niniejszej inwestycji – dodano.
W sektorze ciepłowniczym w bloki gazowe inwestuje też m.in. Veolia. Jak przekazała nam Katarzyna Siezieniewska z biura prasowego firmy, inwestycje Veolii w technologię gazową zakładają w dalszej perspektywie wykorzystanie wodoru.
– Nowe turbiny gazowe będą technicznie przygotowane do wykorzystania wodoru jako paliwa pomocniczego tj. współspalania H2 do 10 proc. Widzimy także możliwość wykorzystania wodoru w przyszłości jako paliwa podstawowego. Dostawca technologii gazowej dla nowych bloków prowadzi intensywne prace rozwojowe nad konwersją turbin gazowych ze spalania 100 proc. gazu ziemnego na docelowo 100 proc. wodoru.
Potężną inwestycję w moce gazowe (w miejsce starych bloków węglowych) planuje Enea w Kozienicach. Jak zapowiedział niedawno prezes spółki Paweł Majewski, „nowoczesne instalacje będą dysponować technologią H2 Ready, co oznacza pełną możliwość współspalania wodoru. Jest to przyszłościowe rozwiązanie, które dzięki zielonemu wodorowi pozwoli jeszcze bardziej ograniczyć emisyjność”. Więcej szczegółów na razie brak.
Co na to technika?
Teraz czas na dłuższy i bardziej specjalistyczny wątek, ale kluczowy dla całego tematu: czy można spalać wodór w turbinach gazowych? A jeśli tak, czy ma to sens? W tej kwestii o pomoc poprosiliśmy Andrzeja Dercza, eksperta ILF Consulting Engineers Polska, a wcześniej długoletniego prezesa tej firmy.
Bloki gazowe, jak zaznaczył na wstępie, mają takie zalety jak wysoka sprawność, krótki okres rozruchu, szeroki zakres obciążeń oraz – w porównaniu z blokami węglowymi – przynajmniej o połowę niższy wskaźnik emisji CO2 na jednostkę wyprodukowanej energii elektrycznej.
Czy wykorzystując wszystkie te zalety można zwiększać udział wodoru w paliwie gazowym, a w przyszłości całkowicie zrezygnować z gazu ziemnego? Prosta odpowiedź brzmi „tak”, jednak są jeszcze „ale”, nad którymi głowią się gazownicy oraz producenci turbin. Na początek jest to transport i magazynowanie wodoru.
– Głównym problemem dla rurociągów jest kruchość wodorowa – niski ciężar właściwy wodoru sprawia, że znacznie większa jest przenikalność jego małych molekuł do materiału ściany naczynia czy rurociągu, co niszczy jego mikroskopową strukturę zapewniającą wytrzymałość. Ponadto, znaczącym ograniczeniem są istniejące urządzenia sprężające, wyposażenie rurociągów, uszczelnienia, czy wreszcie ograniczenia po stronie odbiorców – wyjaśnił Andrzej Dercz.
Jak dodał, regulacje prawne w wielu krajach ograniczają poziom domieszki wodoru do wartości jednocyfrowych, a w Niemczech dopuszczone jest 10 proc. (nie dotyczy to CNG). Obecnie są jednak też znane są przykłady bezpiecznej eksploatacji rurociągów, w których udział wodoru wynosi do 20 proc. Natomiast magazynowanie wodoru wymaga wysokich ciśnień w stanie gazowym i niezwykle niskich temperatur (20 Kelwinów, czyli -253 stopni Celsjusza) w stanie ciekłym.
– Z punktu widzenia energetyki w grę wchodzą właściwie tylko podziemne magazyny gazu, optymalnie w kawernach solnych. Ciekawe porównanie podaje General Electric dla składowania naziemnego – największy na świecie, znajdujący się w centrum lotów kosmicznych na Florydzie zbiornik ciekłego wodoru zawiera 3,2 miliona litrów paliwa. To wystarczyłoby np. na zaledwie 8 godzin pracy dla turbiny GE7H o mocy 430 MW – wskazał ekspert ILF Polska.
Zwiększenie udziału procentowego wodoru w paliwie turbinowym powyżej 20 proc. wymagałoby więc specjalnej infrastruktury. Wśród nich Dercz wymienił dedykowane rurociągi łączące bloki z bateriami elektrolizerów lub podziemnymi magazynami gazu, czy też zmodernizowane poszczególne segmenty istniejącego systemu.
Nie ma energii bez ognia
Gdy już uda się dostarczyć wodór lub jego mieszankę z gazem ziemnym, to kolejnym wyzwaniem jest wykorzystanie go w bloku energetycznym.
Jak zwrócił uwagę Andrzej Dercz, paliwo wodorowe różni się znacząco od gazu ziemnego – jego wartość opałowa w ujęciu objętościowym jest trzykrotnie mniejsza, a szybkość propagacji płomienia niemal o rząd wielkości większa od tej charakterystycznej dla metanu. To z kolei stawia przed producentami turbin szereg wyzwań.
Po pierwsze – modernizacja systemu doprowadzania paliwa, biorąc pod uwagę zwiększony przepływ mieszanki, kruchość wodorową, wymianę uszczelnień i urządzeń pomiarowych (np. czujników płomienia). Po drugie – ryzyko samozapłonu, szczególnie w warunkach wysokich temperatur powietrza do spalania. Po trzecie – cofanie płomienia (flashback), z uwagi na znacząco wyższą prędkość propagacji płomienia w objętości gazu (dla wodoru jest siedem razy większa niż dla metanu).
Czwarte wyzwanie to zaprojektowanie komór spalania, pozwalających na spalanie mieszanki metanowo-wodorowej w szerokim zakresie zmienności udziałów poszczególnych składników (optymalnie 0-100 proc.), z uwzględnieniem ryzyka związanego z samozapłonem i cofaniem płomienia, jego innych częstotliwości termoakustycznych, czy zachowania obowiązujących ograniczeń emisji tlenków azotu.
Piąte wyzwanie dotyczy zapobiegania korozji wysokotemperaturowej i poprawy systemu chłodzenia wzdłuż „gorącej ścieżki” w turbinie (z uwagi na znacznie większą zawartość pary wodnej w spalinach), a szóste adaptacji wyposażenia obudowy turbiny (wentylacja, ochrona pożarowa) oraz montaż dodatkowych urządzeń, takich jak np. instalacja odazotowania spalin.
Transport ciągłym problemem
Podsumowując kwestie techniczne Andrzej Dercz zwrócił uwagę, że problemy z instalacją doprowadzania paliwa do turbiny są podobne do tych przy transporcie i magazynowaniu wodoru.
– Klasycznym rozwiązaniem pozwalającym na spalanie mieszanki wodorowo-metanowej jest zastosowanie palników dyfuzyjnych, czyli takich, gdzie paliwo i powietrze do spalania doprowadzane są osobno do komory turbiny gazowej. Doświadczenia zebrane np. przy spalaniu gazu syntezowego czy gazu koksowniczego sprawiły, że producenci turbin oferują tu możliwość nawet do 100 proc. udziału wodoru w paliwie – wskazał ekspert.
Jednocześnie zastrzegł, że do wad komór dyfuzyjnych należy jednak powstawanie lokalnych stref wysokich temperatur, co skutkuje znacznym wzrostem produkcji tlenków azotu (NOx).
By zapobiec temu zjawisku, stosuje się takie metody jak wtrysk wody czy pary wodnej do komory spalania bądź dodanie gazów obojętnych do mieszanki paliwowej (azot). Innym sposobem jest obniżenie temperatury w komorze spalania lub zainstalowanie selektywnego katalizatora spalin (SCR) w celu usunięcia NOx, co skutkuje jednak obniżeniem sprawności procesu.
– Zwiększenie zawartości wodoru w komorach ze wstępnym przygotowaniem mieszanki (pre-mix) stanowi trudniejsze wyzwanie, gdyż trzeba się tu zmierzyć m.in. ze wspomnianą wielokrotnie szybszą propagacją płomienia i ryzykiem jego cofania. Zakresy oferowanej zawartości wodoru w mieszance paliwowej różnią się znacząco w zależności od typu turbiny gazowej i zastosowanej technologii DLN (Dry Low NOx), ale dla turbin używanych w blokach gazowo-parowych można przyjąć, że jest to 30-50 proc. – wyjaśnił Dercz.
Producenci turbin walczą o nowy biznes
Bilansowanie źródeł OZE oraz spadek mocy w dyspozycyjnych jednostkach to również coraz większy problem polskiej energetyki. Regularnie pokazują to raporty przygotowane przez Urząd Regulacji Energetyki – ostatnio pod koniec lutego tego roku. Szerzej na ten temat pisaliśmy w marcu w artykule pt. Magazyny energii coraz bardziej potrzebne polskiej energetyce.
Ekspert ILF Polska zwrócił uwagę, że wykorzystanie zielonego wodoru do magazynowania energii i zastosowanie go jako paliwa do opalania turbin gazowych jest wskazywane jako konieczne w gospodarce opartej w decydującym stopniu na energetyce odnawialnej.
Jeśli taki scenariusz ma stać się realny, to potrzebne jest zapewnienie elektrowniom gazowo-parowym dostaw odpowiedniego paliwa – czy to w formie gotowej mieszanki metanowo-wodorowej o zdefiniowanym zakresie zmienności składu, czy doprowadzenie wysokowodorowej mieszanki lub paliwa wodorowego specjalnymi instalacjami.
– Producenci turbin, zdając sobie sprawę z faktu, że rozwiązanie problemów spalania czy współspalania wodoru zapewni branży wieloletnie perspektywy w gospodarce opartej na źródłach odnawialnych, intensywnie prowadzą badania rozwojowe i publikują obiecujące wyniki osiągane na stanowiskach testowych – wskazał Dercz.
Dodał, że kluczowe są tu badania związane ze stabilnością procesu spalania przy zmieniających się proporcjach składu mieszanki paliwowej, utrzymaniem niskich emisji tlenków azotu, zastosowaniem materiałów o zwiększonej odporności na korozję oraz rozwiązaniem problemu chłodzenia „gorącej ścieżki” spalin.
– W najbliższych latach powinny powstać projekty demonstrujące możliwości rozwijanej technologii, a w ślad za tym powinny pójść przygotowane indywidualnie dla każdego przypadku projekty modernizacyjne – skonkludował Andrzej Dercz.
Zobacz też: Szybkie, ale wolniejsze pożegnanie z węglem. Co tam panie w PEP 2040
