Poprawa efektywności energetycznej to niezwykle istotne zagadnienie z punktu widzenia każdej branży przemysłu. BEST Systemy Grzewcze dysponuje wieloma rozwiązaniami, które pozwalają na skuteczną realizację tego wyzwania, jakie stoi przed praktycznie każdą z branż, w tym przemysłem mięsnym. Nad tym tematem pochylił się miesięcznik Rzeźnik Polski w swoim artykule. Zapraszamy do lektury.

Artykuł dostępny pod adresem: https://mieso.com.pl/aktualnosci/poprawa-efektywnosci-energetycznej

W okresie poszukiwania przewagi konkurencyjnej, a co z tym związane – zmniejszania kosztów produkcji wyrobu, niezbędne jest pełne i efektywne zagospodarowanie energii na każdym etapie procesu produkcyjnego lub okołoprodukcyjnego. Nasza firma zwróciła uwagę na możliwość odzysku energii z przemiany fazowej gazów skroplonych.

 

Proces skraplania gazu zachodzi w odpowiedniej temperaturze – niższej od temperatury krytycznej, przy ustalonym ciśnieniu. Zjawisko to jest potocznie nazywane punktem rosy. Następstwem skraplania się gazu jest zmniejszenie odległości między cząsteczkami – substancja ulega procesowi kondensacji, z kolei spadek temperatury powoduje spowolnienie poruszających się cząsteczek. W konsekwencji siły odziaływania między cząsteczkami wzrastają, aż do uzyskania nowego stanu równowagi. Całemu procesowi towarzyszy wydzielanie energii w postaci ciepła. Cząsteczki gazu skupiają się tworząc zwartą masę, jednakże w odróżnieniu do ciał stałych nie powstają między nimi trwałe wiązania.

 

Gazy technologiczne skrapla się z kilku powodów. Transport skroplonego gazu kriocysternami realizowany jest przy znacznie niższych ciśnieniach (0,3-0,4 MPa) niż gazów sprężonych (20-30 MPa). Skroplenie gazu powoduje, iż znacząco zmniejsza on swoją objętość, dzięki czemu umożliwia bezpieczne i uzasadnione ekonomicznie dostawy dużych volumenów do odbiorców końcowych. Cysterna kriogeniczna dostarczająca skroplony metan jest w stanie jednorazowo przewieźć ciecz, która poddana procesowi regazyfikacji wytworzy około 22000 Nm3 metanu. Skraplanie gazu może być przeprowadzane również w celu usunięcia z niego zanieczyszczeń.

 

W celu uzyskania skroplonego gazu należy przeprowadzić bardzo energochłonny proces wielostopniowego oziębiania oraz oczyszczania. Układy skraplania wykorzystują częściowo do schładzania gazu wsadowego chłód z uzyskanego w procesie skraplania gazu ciekłego. Sprawność układów technologicznych skraplania gazów jest stale poprawiana poprzez kolejne modyfikacje, jednakże w dalszym ciągu bardzo duża ilość energii elektrycznej wykorzystywanej w tym procesie jest tracona w postaci energii cieplnej.
W wyniku procesu skraplania uzyskiwany jest gaz w stanie ciekłym, którego temperatura zależy od rodzaju gazu wsadowego. W obrocie rynkowym dostępne są między innymi: skroplony azot -196 oC; skroplony tlen – 183 oC oraz skroplony metan -163 oC. Dla wytworzenia 1 tony ciekłego metanu (LNG) zużywa się (w zależności od technologii skraplania) około 500 KW energii elektrycznej.

 

W wyniku wieloletnich badań i analiz procesu regazyfikacji metanu nasza firma uzyskała unikatową wiedzę na temat odzysku energii chłodu z ciekłego metanu. Na jednej z naszych stacji regazyfikacji zlokalizowanej na terenie Polski, w 2012 roku uruchomiliśmy prototypowy wymiennik chłodu. Jako jednostka przeznaczona do badań urządzenie zostało wyposażone w pełny system monitoringu, pomiaru i archiwizacji parametrów. Zdobyte w ten sposób doświadczenia zaowocowały wykonaniem drugiego udoskonalonego egzemplarza o zmodyfikowanej konstrukcji. Układ zainstalowano na stacji regazyfikacji metanu. Odzyskana w tym procesie energia chłodu jest transportowana do użytkownika rurociągami za pośrednictwem glikolu.
Dla zakładów zużywających gazy skroplone taki system może stworzyć dodatkowe korzyści pozyskania energii chłodu lub zmniejszenia zużycia energii elektrycznej zużywanej przez posiadane agregaty sprężarkowe. Dzięki zagospodarowaniu dotychczas traconej energii chłodu nasz odbiorca uzyskał dodatkowe zdolności produkcyjne bez inwestowania w rozbudowę posiadanej infrastruktury. Od dnia uruchomienia nasz innowacyjny prototypowy wymiennik przekazuje do instalacji glikolowej odbiorcy chłód w ilości od 1,5-2,0 MWh/dobę.

 

Przedsiębiorstwa energetyczne zostały zobligowane do wprowadzania poprawy efektywności energetycznej posiadanych instalacji (art. 10 ust. 1) na zasadach określonych Ustawą z dnia 20.05.2016 o efektywności energetycznej, która obowiązuje od 01.10.2016. W przypadku nie wykazania przez przedsiębiorstwo energetyczne realizacji celów, dane przedsiębiorstwo powinno nabyć białe certyfikaty na rynku giełdowym i w ten sposób zrealizować nałożone na nie zobowiązanie. W przypadku sześciokrotnej bezskutecznej próby zakupu na rynku giełdowym białych certyfikatów lub gdy w sześciu sesjach cena zakupu białego certyfikatu przekracza wartość opłaty zastępczej, przedsiębiorstwo energetyczne może zrealizować nałożone ustawą zobowiązanie poprzez uiszczenie opłaty zastępczej w formie pieniężnej na konto NFOŚ. Art. 11 ust.1 dopuszcza możliwość zrealizowania nałożonego obowiązku poprzez uiszczenie opłaty zastępczej w wysokości 20% wartości obowiązku dla roku 2017, a dla roku 2018 tylko 10%. Podmioty gospodarcze zdolne do wykonania działań pozwalających na pozyskanie białych certyfikatów można podzielić na dwa rodzaje: podmioty zobligowane i podmioty nie zobligowane. Przedsiębiorstwo nie zobligowane dokonując modernizacji, w wyniku których następuje potwierdzona audytem energetycznym oszczędność energii w posiadanej infrastrukturze nabywa prawa do białych certyfikatów, które następnie może odsprzedać na rynku giełdowym w cenie mniejszej bądź równej wartości białego certyfikatu ustalonej na dany okres rozliczeniowy. Na rok 2017 wartość opłaty zastępczej za przeliczeniową energetycznie tonę oleju opałowego wynosi 1500,- PLN, natomiast na 2018 jej wartość wyniesie 2000,- PLN. Ustawodawca dopuścił możliwość wsparcia dla przedsięwzięć służących efektywności energetycznej już zrealizowanych lecz zakończonych nie wcześniej niż 01.01.2011.

 

Poniżej przykładowe obliczenia zysku ekonomicznego:
Założenia:
– Przepływ roztworu glikolu przez wymiennik 16 m3/h,
– Temperatura glikolu wlotowego 10 oC,
– Temperatura glikolu wylotowego 4 oC,
– Ilość regazyfikowanego LNG wynosi 460 kg/h,
– Koszt energii elektrycznej (łącznie z kosztami dystrybucji) w zakładzie wynosi 350 PLN/MWh netto,
– Współczynnik konwersji dla tradycyjnych agregatów chłodniczych sprężarkowych Wynosi 5kWh chłodu z 1 kWh energii elektrycznej,
Uzyskany przez nasz wymiennik współczynnik konwersji to 0,18 kWh chłodu / kg LNG.

 

Obliczenia:
2 MWh chłodu/dobę : 5 = 0,400MWh ele/dobę; 30 dni x 0,400MWh ele/dobę x 350 PLN/MWh ele = 4200 PLN/miesiąc) x 12 = 50400 PLN/rok
Wartość białych certyfikatów dla 2017 roku: 2 MWh/dobę x 365 dni =730 MWh/rok; 1 toe = 11,63 MWh; 730 MWh : 11,63 MWh = 62,769 toe.
Wyniki:
Oszczędność roczna wynikająca z mniejszego zużycia energii elektrycznej wyniesie:

• 4200 PLN/miesiąc x 12 = 50 400 PLN/rok
  W przypadku realizacji zadania w 2017 roku (wartość 1 toe wyniesie 1500 PLN/toe) uzyskamy prawa własności białych certyfikatów o łącznej wartości:
• 62,769 toe x 1500 PLN/toe = 94 153 PLN/rok.
  Realizacja zadania w 2018 roku (wartość 1 toe wyniesie 2000 PLN/toe) pozwoli nam zyskać prawa własności białych certyfikatów o łącznej wartości:
• 62,769 toe x 2000 PLN/toe = 125 538 PLN/rok.

 

Przy założeniu spełnienia w/w założeń zwrot nakładów poniesionych na zakup i montaż nastąpi po około 4 latach eksploatacji. Kolejne lata użytkowania będą przynosiły korzyści wynikające z oszczędności energii elektrycznej.

W analizie efektywności należy również zwrócić uwagę na odpowiednią lokalizację urządzenia w stosunku do infrastruktury chłodniczej, ponieważ koszty wykonania (długość, przebieg) oraz jakość zimnociągu (zastosowana technologia) będą miały znaczący wpływ na uzyskane efekty ekonomiczne.

Firma BEST Systemy Grzewcze może dla Państwa wykonać wszelkie analizy techniczno-ekonomiczne, projekt do pozwolenia na budowę, dostarczyć urządzenia, wykonać montaż zimnociągu oraz uruchomienie układu zakończone szkoleniem obsługi. Oferujemy również budowę infrastruktury kriogenicznej (stacji regazyfikacji) oraz sprzedaż LNG (skroplonego gazu ziemnego), który dostarczamy autocysternami.

W firmie BEST Systemy Grzewcze spawanie stanowi podstawowy proces wytwarzania. Specyfikacja wymagań dotyczących jakości dla procesów spawania jest bardzo ważna, ponieważ jakość tych procesów nie może być łatwo weryfikowana, dlatego też są one traktowane jako procesy specjalne. Jako firma jesteśmy świadomi, iż jakość nie może być sprawdzana w wyrobie lecz powinna być razem z nim tworzona. W związku z tym  podjęliśmy decyzję o rozszerzeniu funkcjonującego od dnia 16.12.2008 Systemu Zarządzania Jakością ISO 9001: 2015 o wdrożenie pełnych wymagań jakości dotyczących spawania materiałów metalowych zgodnie z  normą PN-EN ISO 3834-2.

 

Serdecznie zapraszamy do współpracy
www.systemy-grzewcze.pl
tel. 74 856 81 88

Wodór można uzyskać z wody i prądu albo z wykorzystaniem gazu ziemnego. Najlżejszy pierwiastek nie jest źródłem energii - przenosi ją. Generowany ze światła słonecznego lub powiewu wiatru w godzinach mniejszego zapotrzebowania. Daje się sprężać, gromadzić, przesyłać rurociągami. Napełnia bak samochodu w ciągu minuty. Pozwala przejechać setki kilometrów, choć sam prawie nic nie waży. Po spaleniu zamienia się z powrotem w wodę. Znika bez szkody dla środowiska. To tylko jeden z wielu aspektów poruszanych na naszym spotkaniu.

Bardzo dziękujemy Włodarzom miasta Świdnica - z Panią Prezydent Beatą Moskal-Słaniewską na czele - za możliwość podzielenia się naszymi doświadczeniami.

Dopingujemy mocno działania władz w temacie budowy farmy fotowoltaicznej do zasilania elektrolizera produkującego wodór, który to ma być paliwem dla ogniw SOFC (Solid Oxide Fuel Cell). Popieramy wszystkie innowacyjne działania samorządu z wykorzystaniem energii z #OZE na rzecz ochrony środowiska i poprawy warunków życia mieszkańców Świdnicy. Trzymamy mocno kciuki za sukces w konkursie.

Od przyklejenia magnesu do drzwi lodówki po wrzucenie piłki do kosza w meczu koszykówki - siły fizyczne działają w każdym momencie naszego życia. Wszystkie siły, których doświadczamy każdego dnia, można sprowadzić do zaledwie czterech kategorii: grawitacji, elektromagnetyzmu, siły silnej i siły słabej. Teraz fizycy twierdzą, że znaleźli możliwe oznaki piątej fundamentalnej siły natury.

Obecnie istnieje jedna na 40 000 szans, że wynikiem może być statystyczny przypadek - równy statystycznemu poziomowi ufności opisanemu jako 4,1 sigma. Aby stwierdzić odkrycie, potrzebny jest poziom 5 sigma, czyli jedna do 3,5 miliona szans, że obserwacja jest zbiegiem okoliczności. Prof. Mark Lancaster, który jest kierownikiem eksperymentu w Wielkiej Brytanii, powiedział BBC News: „Odkryliśmy, że interakcje mionów nie są zgodne z modelem standardowym [obecnie powszechnie akceptowaną teorią wyjaśniającą, jak zachowują się elementy budulcowe Wszechświata].”

Badacz z Uniwersytetu w Manchesterze dodał: „Oczywiście jest to bardzo ekscytujące, ponieważ potencjalnie wskazuje na przyszłość z nowymi prawami fizyki, nowymi cząstkami i nową siłą, której do tej pory nie widzieliśmy”.

Eksperyment z Muon g-2 polega na wysłaniu cząstek wokół 14-metrowego pierścienia, a następnie przyłożeniu pola magnetycznego. Zgodnie z aktualnymi prawami fizyki, zakodowanymi w Modelu Standardowym, powinno to spowodować, że miony będą się kołysać z określoną szybkością. Zamiast tego naukowcy odkryli, że miony chybotały się szybciej niż oczekiwano. Może to być spowodowane siłą natury, która jest zupełnie nowa w nauce.

Profesor Allanach nadał możliwej piątej sile różne nazwy w swoich modelach teoretycznych. Wśród nich jest „siła smaku”, „hipersiła z trzeciej rodziny” i - najbardziej prozaiczne ze wszystkich - „B minus L2”.

Piąta fundamentalna siła może pomóc w wyjaśnieniu niektórych wielkich zagadek związanych z Wszechświatem, z którymi borykali się naukowcy w ostatnich dziesięcioleciach. Na przykład obserwacja, że ekspansja Wszechświata przyspiesza, została przypisana tajemniczemu zjawisku znanemu jako ciemna energia. Jednak niektórzy badacze sugerowali wcześniej, że może to być dowód na działanie piątej siły.

Już 30 marca o godz. 11:00 zapraszamy Państwa na webinarium organizowane przez Wydawnictwo BMP z zakresu kogeneracji. BEST partneruje wydarzeniu jako firma współpracująca.

Kogeneracja jest najefektywniejszym sposobem wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. Produkcja ciepła w skojarzeniu często określana jest jako jeden z najlepszych sposobów na walkę z niską emisją i smogiem. Przedsiębiorstwa ciepłownicze oparte o kogenerację są również ważnym elementem krajowego systemu elektroenergetycznego. Podczas Webinarium BMP: Kogeneracja 2021 porozmawiamy o potencjale polskiego ciepłownictwa w oparciu o kogenerację, poruszymy kwestie związane z regulacjami europejskimi, technologiami i efektywnym systemem ciepłowniczym.

Wśród prelegentów znajdą się: Małgorzata Niestępska (PEC Ciechanów), Artur Michalski (NFOŚIGW), Artur Kin (Veolia Energia Łódź), Jacek Zielke (RADPOL S.A.), Mateusz Jarosz (Shell Polska Sp. z o.o.), Wojciech Hasiak (GÓRBET REFRACTORIES), Paweł Kupczak (MPEC Nowy Sącz).

Bezpłatne zapisy pod linkiem: WEBINARIUM BMP: Kogeneracja 2021 (clickmeeting.com)

Food Industry Support to serwis, który wspiera branżę spożywczą w kontakcie najbardziej innowacyjnymi przedsiębiorstwami, w tym firmą BEST Systemy Grzewcze. Poniżej prezentujemy fragment artykułu dostępnego również na jego łamach pod adresem: Energia do odzyskania. Stacje regazyfikacji LNG firmy Best (foodindustry-support.pl).

Stacje regazyfikacji LNG umożliwiają dostawy gazu ziemnego w rejonach nie pokrytych siecią gazu przewodowego.

Dzięki technologii skraplania gazu ziemnego możliwe jest dziś skompresowanie energii w nim zawartej około 600 razy. Z jednej tony LNG ( ok. 2 m³ cieczy) otrzymujemy ok. 1330 Nm³ gazu ziemnego. Cysterna samochodowa przy jednym kursie może dowieźć skroplony gaz ziemny LNG (temperatura cieczy -167⁰ Celsjusza), który po regazyfikacji wytworzy do 24000 Nm³ gazu ziemnego.

Gaz ten może być wykorzystywany dokładnie tak samo jak sieciowy gaz ziemny. Nie ma ograniczeń mocy zamówionej czy wybierania taryfy. Partnerski kontrakt “One by One” daje wiele możliwości elastycznej współpracy. Firma „BEST” Systemy Grzewcze jako jedyny podmiot w Europie opatentowała układ odzysku chłodu z procesu regazyfikacji gazów skroplonych (LNG, azot, tlen, argon, etc.).

Schemat ideowy instalacji regazyfikacji LNG z odzyskiem chłodu

Zastosowanie naszego wymiennika umożliwia pozyskiwanie energii chłodu do tej pory traconej w procesie do otoczenia za pośrednictwem parownic atmosferycznych i wykorzystanie jej przez odbiorcę do celów technologicznych. Zużywając jedną tonę LNG na godzinę (1330 Nm³ gazu) nasi odbiorcy mogą wesprzeć swoje układy chłodnicze o 180 KWh.

Sprawdź możliwości wykorzystania naszej technologii

Projekt instalacji oraz lokalizacja urządzeń dobierane są indywidualnie dla każdego Klienta. Odzysk energii chłodu z wykorzystaniem wymiennika pozwala na zwiększenie wydajności istniejących układów chłodniczych bez inwestowania w kolejne jednostki. Ilość odzyskiwanej energii zależna jest od rodzaju regazyfikowanego czynnika oraz jego parametrów.

„BEST” kompleksowo zrealizuje dostawy, montaż i uruchomienie stacji oraz dostarczy LNG. Posiadamy bogate doświadczenie w wielu branżach przemysłu – w tym w branży spożywczej.

Przejdź do zakładki dostawcy na platformie Food Industry Support i skorzystaj z bezpłatnych konsultacji: TUTAJ

Właśnie zakończyły się konsultacje Polskiej Strategii Wodorowej. Do 2025 roku mamy wydać 2 mld zł, a do 2030 roku łącznie prawie 17 mld zł.  Strategia ma dogodzić wszystkim – od OZE, przez elektrownie jądrowe aż po górników. Sprawdźmy, gdzie jesteśmy na drodze do wodorowego szczęścia.

Wodór można uzyskać z wody i prądu, albo z wykorzystaniem gazu ziemnego. Najlżejszy pierwiastek nie jest źródłem energii. Przenosi ją. Generowany ze światła słonecznego, powiewu wiatru, w godzinach mniejszego zapotrzebowania. Daje się sprężać, gromadzić, przesyłać rurociągami. Napełnia bak samochodu w ciągu minuty. Pozwala przejechać setki kilometrów, choć sam prawie nic nie waży. Po spaleniu zamienia się z powrotem w wodę. Znika bez szkody dla środowiska.

Wodór wielozadaniowy

Unia Europejska wróży wodorowi świetlaną przyszłość. Najlżejszy gaz ma zastąpić ten kopalny. Wodór można spalać w piecach przemysłowych zamiast koksu i gazu ziemnego. Można go produkować z prądu i z powrotem zamieniać na prąd w ogniwach paliwowych. Z wodoru wytwarzane będą paliwa syntetyczne, które zastąpią ropę naftową w najtrudniejszych zastosowaniach. Wszystko tak jak dzisiaj, tylko zasilane zieloną energią z paneli słonecznych i wiatraków. „Zielony” wodór przechwyci nadwyżki prądu z OZE i zdekarbonizuje te branże, których samym prądem zdekarbonizować się nie da.

- Widzimy wiele zastosowań dla zielonego wodoru – mówi Krzysztof Kochanowski, Prezes Zarządu Hydrogen Poland. – Wodór będzie niezastąpiony w przemyśle energochłonnym, a także w niektórych zastosowaniach transportowych. Zdecydowanie należy wspierać technologie wodorowe, choć należy położyć duży nacisk, aby był to wodór bezemisyjny, produkowany z elektrolizy. Tylko taki ma przyszłość wobec celów klimatycznych UE.

Jajko czy kura?

Rynek wodoru praktycznie nie istnieje, a większość technologii jest w powijakach. Wytwarzanie wodoru z wody i prądu wymaga elektrolizerów. Te są drogie. Spośród kilku metod produkcji większość jest wdrożona na małą skalę, a żadna nie osiąga sprawności powyżej 80%. Z drugiej strony większość potencjalnych odbiorców wodoru też nie jest na niego przygotowana. Rewolucja wodorowa wymaga równoczesnego zarówno stworzenia zarówno jajka jak i kury. Żadne nie chce powstać zanim to drugie nie będzie gotowe.

Plany są ambitne. Do 2025 roku ma powstać 6 GW elektrolizerów. Do 2030 roku już 2 GW w Polsce, 40 GW w Unii i kolejne 40 GW tuż za granicami – w Afryce Północnej, w Turcji, na Bałkanach i Ukrainie. Konsumpcja ma nadążać za produkcją. Zielony wodór tankować będą ciężarówki i autobusy. Powstanie wodorowa kolej i statki. Wykorzystają go zakłady azotowe i rafinerie – dziś największy konsument „szarego wodoru”, produkowanego z paliw kopalnych powodując w samej UE emisję 70 mln ton CO2 rocznie.

– Bogata lista planowanych działań i celów ujętych w polskiej strategii wodorowej bynajmniej nie napawa optymizmem, ponieważ wydaje się być w dużym stopniu oparta na myśleniu życzeniowym. Tymczasem korzystniejsze byłoby wybranie kilku priorytetowych obszarów rozwoju technologii wodorowych – uważa Urszula Stefanowicz z Polskiego Klubu Ekologicznego. – Rekomendujemy skoncentrowanie się przede wszystkim na energochłonnych branżach przemysłu, takich jak produkcja stali czy przemysł chemiczny, a także na magazynowaniu energii z OZE - jako jednym z narzędzi, uzupełniającym odpowiednie zarządzanie popytem na energię, inne metody magazynowania itd.

Producenci turbin przygotowują się do spalania wodoru

Komisja Europejska zamierza promować wykorzystanie "odnawialnych i niskoemisyjnych gazów", w szczególności wodoru. Plany polityków zależą teraz od inżynierów, którzy muszą przestawić swoje bardzo drogie urządzenia do spalania zupełnie nowego paliwa.

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.

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).

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.

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.

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.

źródło