NICHOLAS KLEIN
Burns & McDonnell
Nicholas Klein, PE, PMP, is a development engineer at Burns & McDonnell who is responsible for a range of cutting-edge decarbonization initiatives.
El concepto de mezclar hidrógeno con gas natural está emergiendo rápidamente como una vía para reducir las emisiones de dióxido de carbono mientras se esfuerza por mantener la fiabilidad y la asequibilidad proporcionadas por la flota existente de instalaciones de generación de energía a gas.
¿Cuánto hidrógeno se puede mezclar de forma segura con gas natural en unidades de motor de ciclo simple, ciclo combinado o alternativo? Esa es una pregunta que toda la industria energética está tratando de responder.
La Comisión de Servicios Públicos de California concluyó recientemente un estudio que encontró que una mezcla de hasta un 5 % de hidrógeno con un 95 % de gas natural se considera segura en las tuberías existentes y no tendrá impactos perjudiciales en los componentes, materiales y equipos.
Ahora, la tarea en California y en otros lugares es identificar si los porcentajes más altos de hidrógeno son factibles y, si es así, qué modificaciones de la planta pueden ser necesarias a medida que la industria avanza hacia un objetivo de un día usar el 100 % de hidrógeno como fuente de combustible para la generación de energía.
Aunque estas preguntas pueden sonar simples, el proceso de resolverlas es en realidad bastante complejo. Burns & McDonnell concluyó recientemente una prueba piloto única de su tipo con EPRI y Wärtsilä en una planta de energía de motores alternativos de WEC Energy Group en la Península Superior de Michigan, una prueba que implicó casi un año completo de planificación para ejecutarla con éxito. Aquí hay ocho reglas clave que se centraron más durante este ejercicio.
1. La seguridad lo es todo
Dadas las características químicas únicas del hidrógeno, la seguridad debe ser la máxima prioridad. Es 14 veces más ligero que el aire, lo que lo convierte en el elemento más ligero del universo. Como gas, es difícil de detectar porque es incoloro, inodoro y no se acumula cerca del suelo como otros combustibles. Debido a su pequeño tamaño molecular, es propenso a escapar de las tuberías a través de válvulas, bridas u otros puntos de conexión. Realizar controles de fugas con nitrógeno o helio es una medida de seguridad prudente antes de introducir hidrógeno en el sistema. El hidrógeno también es más fácil de encender porque tiene una amplia gama de inflamabilidad y arde sin rastro visible de una llama.
Dados estos factores, es importante realizar una planificación inicial de la seguridad, incluidas las reuniones de peligros y operabilidad (HAZOP) y análisis de riesgos de procesos (PHA), además de las revisiones de los códigos aplicables. Por lo tanto, la regla no 1 es que la seguridad debe ser la máxima prioridad.
2. Coordinar con el OEM
Ya sea que la prueba sea para una turbina de gas o un motor alternativo, debe participar el fabricante original del equipo (OEM). Wärtsilä fue un socio esencial porque su equipo entendía las características de rendimiento de su equipo mejor que nadie.
Todos estos fabricantes se están moviendo rápidamente para adaptar sus unidades para manejar porcentajes progresivamente más altos de hidrógeno. Es esencial que sus ingenieros y técnicos tengan un papel activo en el diseño de planes de prueba que necesitarán para el análisis posterior de los puntos de prueba, las proporciones de mezcla y las duraciones. En este caso, el OEM ayudó a identificar las limitaciones del equipo que deberían considerarse para una tasa de mezcla de hidrógeno del 25 %.
3. Determinar el tipo y la fuente de hidrógeno
Hay tres opciones principales para el abastecimiento de hidrógeno:
- Entrega por camión (más común)
- Generación in situ
- Entrega a través de la tubería
Para la mayoría de las pruebas a pequeña escala y de corta duración, las entregas de tuberías o la generación in situ no serán técnica o económicamente viables.
Una vez que se determina la fuente, la siguiente tarea es determinar si el hidrógeno debe transportarse en forma líquida o gaseosa. Esta puede ser una pregunta complicada porque lograr la densidad de energía adecuada para el hidrógeno gaseoso requiere que se almacene a altas presiones. Mientras tanto, el hidrógeno líquido debe mantenerse a temperaturas criogénicas cercanas al cero absoluto.
A menos que haya vaporizadores, bombas y compresores disponibles para convertir el hidrógeno líquido en gas, es probable que sea la opción preferida comenzar con hidrógeno gaseoso e instalar el equipo para reducir y controlar la presión antes de mezclar con el suministro de gas natural.
4. Suministro de hidrógeno seguro lo antes posible
Con la rápida emergentes nuevos casos de uso para el hidrógeno, no hay tiempo que perder en asegurar un suministro firme de hidrógeno. Es necesario hacer arreglos con los proveedores de gas industrial para coordinar grandes volúmenes de suministro de hidrógeno para estas pruebas durante un corto período de tiempo. Esto puede ser un contraste con los arreglos recurrentes de pequeño volumen durante un largo período, que son más típicos. Esto es aún más evidente en la demanda de hidrógeno verde (es decir, hidrógeno producido a partir de fuentes de energía renovables que alimentan a los electrolizadores), ya que la demanda está aumentando rápidamente y solo hay una cantidad relativamente pequeña de hidrógeno verde actualmente disponible comercialmente.
5. Ubicación, ubicación, ubicación
Aunque la ubicación ha sido reconocida durante mucho tiempo por su importancia en las transacciones inmobiliarias, también es una consideración esencial para las pruebas de hidrógeno. El código de la Asociación Nacional de Protección contra Incendios (NFPA) que aborda las instalaciones de hidrógeno (NFPA 2) especifica los requisitos mínimos de retroceso para el almacenamiento de hidrógeno líquido y gaseoso, junto con el espaciado entre las instalaciones de almacenamiento y otras estructuras. Las restricciones de espacio del sitio deben evaluarse además de los parámetros clave de retroceso para el hidrógeno gaseoso (presión de almacenamiento y tamaño de la tubería) y el hidrógeno líquido (volumen de almacenamiento). Las fuentes y los tipos de hidrógeno seleccionados para la prueba afectan a la ubicación de la unidad seleccionada para la prueba. Cabe señalar que este es un proceso iterativo y los cambios en una regla afectarán a muchas otras.
6. Tie-Ins y mezcla de hidrógeno
Una vez que se hayan determinado los tipos y los lugares de almacenamiento, se debe considerar cuidadosamente cómo se vinculará el suministro de hidrógeno a las líneas de suministro de gas natural existentes. Hay dos vínculos principales:
- Suministro de hidrógeno en el sistema de gas natural existente aguas arriba del deslizamiento de mezcla.
- Combustible mezclado de hidrógeno y gas natural en la línea de gas natural existente aguas abajo de los patines de mezcla a las unidades que se están probando.
Independientemente del enfoque que se elija, es imperativo minimizar la exposición al hidrógeno a los componentes existentes de la planta, ya que es probable que estén clasificados solo para el gas natural. También será importante colocar la conexión de combustible combinado lo más cerca posible de la unidad que hará la prueba de quemado. Esto reducirá cualquier variable que pueda comprometer los datos necesarios para un análisis posterior. El OEM será un consultor importante en esta etapa para proporcionar información sobre cualquier equipo que pueda necesitar ser añadido o reemplazado antes de la prueba.
Por ejemplo, es probable que sea necesario tener un analizador instalado para monitorear cualquier cambio porcentual en la composición del combustible mientras la prueba está en curso. Esto proporcionará la información necesaria para evaluar la eficacia de la mezcla en varios niveles de mezcla.
7. Supervisar los impactos en otras operaciones de la planta
Al diseñar la prueba, una pregunta clave a abordar es si otras unidades de la planta continuarán operando en condiciones normales durante la duración de la prueba. Si pueden funcionar de forma aislada debido a una alimentación de combustible separada, es probable que puedan seguir funcionando, pero si todas las unidades son suministradas por un cabezal de combustible de gas común, tendrán que desconectarse para la parte activa de la prueba.
Además, el diseño de prueba tendrá que tener en cuenta si el combustible de hidrógeno mezclado se alimentará cerca de un área designada para equipos eléctricos peligrosos. Por motivos de seguridad, se deben examinar las calificaciones del equipo eléctrico muy cerca del combustible combinado. Es posible que sea necesario implementar nuevas clasificaciones eléctricas para futuras exposiciones al combustible de hidrógeno. También sería posible la evaluación de cualquier cambio en los controles que pueda ser necesario.
8. continuación
Una vez completado el piloto, algunas respuestas serán claras, mientras que otras pueden requerir un análisis y una evaluación adicionales. Si parece factible que la planta pueda acomodar cierto porcentaje de hidrógeno como fuente de combustible a largo plazo, el abastecimiento de hidrógeno se convertirá en una prioridad. Debido al gran volumen necesario a largo plazo, es posible que las entregas de remolques y camiones ya no sean una opción viable. ¿Será posible vincularse a una tubería existente clasificada para hidrógeno? ¿Será económicamente viable diseñar algún medio de producción de hidrógeno en el sitio?
Una vez que se respondan esas preguntas, los permisos de calidad del aire existentes tendrán que ser reevaluados y potencialmente reprimidos para cumplir con el nuevo perfil de nuevas emisiones esperado.
La mezcla de hidrógeno tiene un enorme potencial para descarbonizar la flota existente de instalaciones de generación de gas que hoy proporciona aproximadamente el 38 % de la capacidad de generación en la red de los Estados Unidos.
Identificar respuestas a las inevitables preguntas que están surgiendo sobre la perspectiva de mezclar hidrógeno con gas natural ayudará a los operadores de plantas a mantener niveles históricos de fiabilidad y rendimiento general de la planta al tiempo que reducen las emisiones de carbono. A medida que se evalúen, rastreen y analicen los datos, inevitablemente surgirá la viabilidad de las vías futuras.
Todo esto apunta a un futuro emocionante en el que las emisiones se reducen, mientras que la industria evita el potencial de encallar activos críticos de generación de energía en un momento en que el suministro eléctrico es más necesario.
A medida que más estados promulgan mandatos para lograr emisiones de carbono cero, los propietarios de las plantas de servicios públicos y generación se enfrentan a una mayor presión para reducir la intensidad de carbono de sus flotas fósiles. Las soluciones de mezcla de hidrógeno están ganando mayor atención como una opción para evitar miles de millones en activos varados.
