Artykuł opublikowany w najnowszym wydaniu Przeglądu Gazowniczego nr 3 2023 r.
Wodór – dlaczego jest niezbędny
Gospodarka niskoemisyjna (bez CO2) staje się nieodwracalnym faktem i motorem zmian technologicznych. Kolejne lata (i dekady) w Europie (EU) będą cały czas upływać pod znakiem eliminacji paliw kopalnych, intensyfikacji produkcji energii z OZE oraz coraz ostrzejszych wymagań emisyjnych (redukcja CO2) zarówno dla energetyki jak i przemysłu oraz za chwilę także naszych codziennych przyzwyczajeń (transport, podróże). Jednym z kluczowych elementów przyszłej strategii EU jest gospodarka wodorowa – intensyfikacja mocy ZOE, które w momentach nadwyżek generacji mogą produkować „zielony” wodór (efektywna elektroliza bez emisji CO2), co umożliwi rodzaj długoterminowego magazynowania energii. W takim przypadku nadzieją sektora turbinowego jest konwersja obecnych turbin gazowych w kierunku spalania wodoru – co dałoby szanse wykorzystywać właściwie analogiczne jak dziś technologie (TG, CC). Oczywiście, nie jest to ani łatwe, ani natychmiastowe i tak naprawdę przełomu możemy oczekiwać dopiero po 2030 roku, ale jednocześnie tylko wodór daje pełną szanse realizacji europejskich marzeń o „czystej i bezemisyjnej” energetyce, przemyśle i transporcie.
Wodór jako paliwo – dlaczego nie jest to takie proste
Wodór wydaje się doskonałym paliwem energetycznych, o gigantycznej wartości opałowej (141 MJ/kg – to prawie trzy razy więcej niż klasyczny metan). Dopiero przyjrzenie się jego kolejnym cechom pokazuje problemy. Wodór jest bardzo lekki (8 razy lżejszy od CH4), co sumarycznie powoduje, że wielkość energii doprowadzonej w m3 wodoru jest 3-krotnie mniejsza niż dla metanu. Uzyskanie tej samej mocy w turbinie powoduje konieczność doprowadzenia 3-krotnie większej objętości paliwa, a więc znaczne rozbudowanie i skomplikowanie układów zasilania. W dodatku temperatura spalania wodoru jest wyższa niż gazu naturalnego (co już zwiastuje m.in. problem z wyższą emisją NOX termicznych, a więc z dodatkowymi zabiegami w konstrukcji komór spalania) oraz pojawia się największy problem – wysoka (nawet 10-krotnie w porównaniu z gazem naturalnym) prędkość spalania. To właśnie jest największym zagrożeniem, kiedy płomień palącego wodoru może zacząć poruszać się „do tyłu”, aż do wewnątrz przewodów zasilających paliwo (tzw. flashback). Dodając jeszcze niedogodności z samym dostarczeniem za pomocą rurociągów (szczelność i korozja wodorowa), mamy pełne spektrum wyzwań technologicznych.
Turbiny gazowe na wodór – współczesne wyzwanie dla inżynierów
Negatywne cechy wodoru jako paliwa spędzają inżynierom sen z powiek. Teoretycznie, paliwo idealne (bezemisyjne) wymaga skomplikowanych projektów komór spalania i samych planików, wraz z dodatkową modyfikacją układów zasilania paliwem. Oczywiście, równolegle projektowane są nowe rurociągi i zbiorniki wodoru, a osobnym tematem jest budowa i komercjalizacja wielkich elektrolizerów. Producenci turbin gazowych skupili się na nowych konstrukcjach układów spalania wodoru w turbinach i sukcesywnie, krok po kroku, zwiększają ilość domieszki wodoru do gazu naturalnego. Obecnie istnieje kilka rozwiązań wodorowych układów spalania w dużych turbinach umożliwiających zwykle domieszkę 30% -50 % i – odpowiednio – typy planików difusion burners, ze wstępnym mieszaniem (Pre-Mix, DLN – dry low Nox), aż po ultiucluster, aczkolwiek większe ilości H2 wymagają WLE (mokrych metod odazotowania). Wszystko jest więc na etapie testowania kilku linii rozwiązań inżynierskich. Jednak wszyscy czołowi producenci pokazują ścieżki rozwojowe, gdzie duże turbiny energetyczne mają spalać 100% wodoru już około 2030 roku.
Kiedy i ile H2 w dużej turbinie gazowej
Obecnie dostępne są już turbiny wodorowe zasilane 100% H2 (ale tylko wybrane, małej mocy i z dodatkowym wtryskiem wody dla minimalizacji emisji NOx). Deklarowana jest możliwość domieszki 30 % H2 dla wszystkich modeli turbin, a w wybranych większych jednostkach, czołowi producenci oferują (stan 2023 rok) spalanie nawet 50% wodoru (objętościowo), co oznacza, że energetycznie H2 pozwala na wprowadzenie około 17% bezemisyjnej energii. Niemniej jednak jest to duży postęp technologiczny i ważny próg technologiczny, bo takie urządzenia dają możliwość pracy turbin gazowych (w układach gazowo-parowych) ze wskaźnikiem emisji CO2 na poziomie 250-270 g/kWh, co wydaje się akceptowalne przez obecne zalecenia EU (np. progi EBI finansowania nowych inwestycji energetycznych) i prawdopodobnie będzie to stanowić rodzaj „technologii pomostowej” do roku 2030 roku, w którym przewiduje się (równolegle w planach GE, Siemens i Mitschubishi) całkowite przejście na 100% zasilania wodorem. Obecnie (choć jedynie w prospektach) widzimy jednak nowe maszyny Siemens – np. SGTG-9000H2 (moc 440 MW) czy GE H-Class np. 9HA.02 (557 MW) jako dostępne dla współspalania 50% wodoru objętościowo. Te projekty pilotowe i zamówienia dotyczą raczej mniejszych maszyn, ale czekamy z niecierpliwością na pierwsze duże turbiny z 50-procentowym udziałem wodoru, co pozwoliłoby na zebranie doświadczeń eksploatacyjnych dla końcowych, w pełni wodorowych technologii. Należy tez pamiętać o datach przełomów technologicznych (100% wodoru w 2030 roku), które muszą przełożyć się na realnie dostępne projekty komercyjne. W tym przypadku (i przy dużym sukcesie inżynierów) należy oczekiwać na połowę przyszłej dekady. Przy takim optymistycznym scenariuszu powszechne stosowanie energetycznych wodorowych turbin gazowych to końcowe lata 30. Trzeba też pamiętać, że nie wszystko zawsze idzie łatwo i bezproblemowo w świecie realnych zagadnień inżynierskich, nowa generacja turbin na wodór potrzebuje kilku lat na „oswojenie konstrukcji” i pracę obiektów pilotażowych (w energetyce znane są problemy z nowymi technologiami od stali T25 w węglowych blokach nadkrytycznych poprzez problemy łopatek w turbinach gazowych serii H czy też ostatnio wzmiankowane niektóre spadki osiągów turbin wiatrowych. W technice nie ma dróg na skróty, jakie zawsze wybierają politycy i finansiści). Należy też widzieć skalę problemu, jeśli realnie chcemy zastępować gaz naturalny wodorem. Hipotetyczny, całkowicie zasilany wodorem blok z turbiną 9HA.02 (557 MW mocy znamionowej w cyklu prostym i odpowiednio około 900 MW w kombinowanym), przy pracy podstawowej 8000 h rocznie, z jednej strony produkowałby prawie 4,5 TWh (a nawet około 7 TWh w CC) bezemisyjnej energii, ale wymagałby zużycia około 3 mln ton wody rocznie i (różne dane producentów), od 14 do 18 TWh zużycia mocy w obecnych elektrolizerach wytwarzających dla zasilania turbiny 415 000 m3/h wodoru (ponad 3,3 mld m3 rocznie). W dzisiejszych polskich warunkach nowy „wodorowy” blok niespełna 600 MW (ew 900) pochłonąłby ponad 35-55 % dzisiejszej polskiej produkcji OZE na wytworzenie paliwa wodorowego. Pokazuje to wyzwania stawiane całej „gospodarce wodorowej” – inwestycje i postęp technologiczny muszą być ogromne, skala nadwyżek OZE gigantyczna, a skala produkcji zielonego wodoru musi przekroczyć nasze wyobrażenia, żeby to wszystko pracowało bez zakłóceń. Niemniej jednak, patrząc na to, co było 15 lat temu i porównując z dynamiką zmian technologicznych w wiatrakach i panelach fotowoltaicznych – wcale nie musi być to jedynie idealistycznym marzeniem, a po prostu realną zmianą energetyki europejskiej. Dostępne moce energetyki odnawialnej (i nadwyżki tej energii) będą coraz większe, po 2030 roku mogą być niezwykle atrakcyjne, a rozpędzony biznes OZE wspierać będzie każdą nową technologię eliminującą paliwa kopalne i wymagającą nowych inwestycje w technologie słoneczne i wiatrowe. Reasumując – wielkie turbiny gazowe (na wodór) to naturalna droga konwersji dzisiejszych technologii gazowych.