NYPA y GE prueban con éxito la modernización de hidrógeno en una turbina de gas aeroderivada

Un proyecto pionero de turbina de gas aeroderivada de GE para demostrar la combustión de hidrógeno como parte de una modernización en una planta de energía de gas natural existente en los EE. turbina de gas en funcionamiento.

El proyecto encabezado por la Autoridad de Energía de Nueva York (NYPA), la organización de energía pública estatal más grande del país, y GE demostraron la combustión de la mezcla de hidrógeno y gas natural en una turbina de gas LM6000 SAC en la pequeña planta de energía limpia Brentwood de 45 MW inaugurada en 2001 por la NYPA. en el condado de Suffolk, Long Island, Nueva York.

Un objetivo clave del estudio fue demostrar la capacidad operativa de estado estable de la turbina de gas con hidrógeno, así como identificar un impacto en las emisiones de combustión en las emisiones de salida de la turbina de gas LM6000, incluido el dióxido de carbono (CO2), el óxido de nitrógeno (NOx) y el carbono. monóxido (CO). Los resultados de la prueba exitosa, presentados el 23 de septiembre por los socios del proyecto, el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI) y GTI Energy, que trabajaron bajo la Iniciativa de Recursos Bajos en Carbono (LCRI) de los grupos de investigación lanzada en 2020, serán fundamentales para explorar Integración de hidrógeno en plantas de turbinas de gas aeroderivadas, que se utilizan ampliamente para proporcionar energía pico, dijeron los socios del proyecto.

Pero si bien el proyecto representa uno de los primeros proyectos de mezcla de hidrógeno a escala de servicios públicos en una planta de gas existente en los EE. UU., también reveló varios desafíos importantes que sugieren que la combustión de hidrógeno aún está muy lejos de la implementación práctica en una planta de energía de gas competitiva.

En Brentwood (Figura 1), que opera en el mercado de Operadores Independientes del Sistema de Nueva York (NYISO), esos desafíos incluyen la falta de acceso al volumen de hidrógeno necesario para hacer funcionar la planta, experiencia limitada en la industria para hacer funcionar la planta con combustible de hidrógeno mezclado y requisitos de códigos restrictivos. Es por eso que, por ahora, la NYPA no planea aplicar el aprendizaje tecnológico del piloto para continuar con el proyecto en Brentwood o cualquiera de sus otras centrales eléctricas a gas, dijo la organización a POWER el viernes.

Sin embargo, los aprendizajes del proyecto seguirán desempeñando un papel importante según lo previsto para informar las discusiones de las partes interesadas sobre la viabilidad de la energía de hidrógeno. Un beneficio clave ha sido proporcionar información, dijo Neva Espinoza, vicepresidente de suministro de energía y recursos bajos en carbono de EPRI. LCRI está decidida a acelerar el desarrollo y demostrar las tecnologías bajas en carbono que serán necesarias para ayudar a las empresas privadas y los gobiernos a alcanzar objetivos de descarbonización cada vez más ambiciosos para 2050, señaló. "Mientras la industria y el gobierno buscan soluciones energéticas innovadoras, la demostración de mezcla de hidrógeno de la NYPA está revelando nuevos conocimientos con implicaciones mucho más allá de Nueva York", dijo.

El proyecto Brentwood se deriva de un esfuerzo de julio de 2021 que el estado de Nueva York lanzó para evaluar el papel potencial del hidrógeno en el desplazamiento de los combustibles fósiles de la generación de energía mientras persigue un objetivo ambicioso para reducir sus emisiones de carbono en un 85 % para 2050. El estado también busca lograr el mandato de un sector eléctrico de cero emisiones para 2040 y llegar a un 70 % de energía renovable para 2030, señaló el presidente y director ejecutivo interino de la NYPA, Justin E. Driscoll. Mientras tanto, el proyecto piloto se alinea con la prioridad de la visión estratégica de la NYPA de descarbonizar sus plantas de gas natural para 2035 sin sacrificar la confiabilidad del sistema eléctrico.

NYPA, una entidad de energía pública autofinanciada, posee 6,6 GW de capacidad de generación, de los cuales 1,2 GW provienen de centrales eléctricas de gas y petróleo que operan en NYISO. Brentwood es parte de la cartera de "Pequeñas Plantas de Energía Limpia" de la NYPA (Figura 2), que comprende 11 plantas de gas aeroderivadas que la entidad abrió en 2001 para reforzar la seguridad energética de Nueva York.

Driscoll le dijo a POWER el viernes que el objetivo interno de NYPA ahora es retirar sus activos de gas para 2035, cinco años antes del objetivo estatal de 2040. El proyecto de modernización de hidrógeno de Brentwood "fue realmente solo para informar a otros en la industria y la academia para saber si esto podría ser hecho, cómo toleraría la planta la mezcla y cuál sería el efecto sobre las emisiones", dijo.

Como empresa pública de energía que está comprometida con el progreso, NYPA está "liderando el camino en Nueva York al poner a prueba nuevas tecnologías que pueden ayudar a acelerar la transición de energía limpia del estado de Nueva York e informar a la industria de energía para que podamos avanzar hacia una economía libre de carbono". ," él explicó. "La descarbonización del sector energético requerirá un enfoque colaborativo y de múltiples frentes, incluido el uso de nuevas tecnologías y recursos adicionales de energía renovable".

Sin embargo, la NYPA está "comprometida a retirar esas plantas, ya sea que el hidrógeno desempeñe un papel o no", dijo Driscoll. “No tenemos ningún plan actual para utilizar hidrógeno en la transición de esas plantas. Ciertamente no descartamos nada, pero aparentemente no tenemos un plan para tomar ese aprendizaje de este estudio y aplicarlo a nuestros activos de gas. NYPA está "más enfocado en soluciones de almacenamiento de baterías”, dijo Driscoll. Los planes de NYPA para retirar las plantas se derivan de un estudio colaborativo reciente, que demostró que se prevé que la frecuencia y la duración de los tiempos de ejecución de su flota aeroderivada disminuyan, lo que permite la posibilidad de reemplazo con almacenamiento de batería de 4 horas en cada sitio individual, dijo.

Como Alan Ettlinger, director sénior de Investigación, Desarrollo Tecnológico e Innovación de NYPA, le dijo a POWER, la función más importante del proyecto pionero era servir como banco de pruebas preliminar para explorar la combustión de hidrógeno, un camino muy publicitado para descarbonizar la energía del gas. Es probable que el consorcio industrial transversal que convocó continúe aplicando las lecciones aprendidas a otras iniciativas futuras, dijo.

Mientras que Nueva York encargó en julio a la NYPA que dirigiera el piloto de combustión de hidrógeno, GE, como fabricante del equipo original del LM6000, suministró un sistema de mezcla de hidrógeno y gas natural y apoyó la planificación y ejecución del proyecto. LCRI, dirigida por EPRI, ayudó con el diseño del proyecto y la evaluación técnica. Otros socios incluyen a Sargent & Lundy, el ingeniero arquitecto original de la planta de Brentwood, que se desempeñó como ingeniero de registro para el proyecto. Airgas, una empresa de Air Liquide, suministró el hidrógeno renovable para las pruebas y lo obtuvo de las instalaciones de Air Liquide en Bécancour, Québec, que funciona con un 99 % de energía renovable. Fresh Meadow Power, desarrolló el sistema de tuberías que entregaba el hidrógeno al patín de mezcla diseñado por GE y, en última instancia, a la turbina.

La planificación, desde el concepto inicial hasta la implementación, tomó "un poco más de un año", incluidos meses de construcción con retrasos en la cadena de suministro y válvulas y componentes especiales, y meses de preparación para las pruebas. El período de prueba real abarcó tres etapas durante ocho semanas a partir de noviembre de 2021, dijo Ettlinger el viernes. "Primero, nos aseguramos de que el sistema estuviera bien; lo hicimos funcionar con gas natural con las modificaciones que le hicimos a la planta, y luego lo hicimos funcionar con un porcentaje más bajo de hidrógeno. Finalmente, hicimos la tercera prueba de hasta un 44 % ," él dijo.

Ettlinger señaló que el plan original del equipo era probar mezclas de hidrógeno de hasta un 40 %. Sin embargo, a medida que el equipo se acercaba al final de las pruebas, tenía suficiente hidrógeno y todos los sistemas funcionaban como o mejor de lo esperado, dijo. El tiempo de prueba real que involucró la inyección de hidrógeno "fue más cercano a las 12 horas", y la tercera prueba de un volumen de hidrógeno del 44% abarcó "probablemente un par de horas", dijo.

Para GE, que lanzó el LM6000 a principios de la década de 1990, el proyecto es otra validación significativa del importante papel que puede desempeñar el hidrógeno en la reducción de las emisiones de carbono de la generación de energía, al mismo tiempo que proporciona confiabilidad y flexibilidad cruciales a la red cambiante.

GE formó parte de un equipo que, en marzo, llevó a cabo otra prueba pionera para quemar una mezcla inicial de 5 % de hidrógeno y 95 % de combustible de gas natural en una turbina de gas GE 7HA.02 en la planta de energía de ciclo combinado de Long Ridge Energy Terminal de 485 MW. en Ohio, un proyecto diseñado específicamente para hacer la transición de gas natural a mezclas de hidrógeno y, en última instancia, ser capaz de quemar 100 % de hidrógeno.

Si bien GE ha quemado hidrógeno en varios modelos de turbinas de gas, la prueba Long Ridge marcó la primera vez que una máquina de clase HA de GE quemó hidrógeno. GE también encabeza las pruebas de combustión de hidrógeno en otros modelos. El año pasado anunció que pilotaría una planta de hidrógeno y gas de combustible dual de clase F en la central eléctrica Tallawarra B de 316 MW existente de EnergyAustralia en Nueva Gales del Sur, Australia. En septiembre de 2021, Territory Generation, una empresa de servicios públicos en el Territorio del Norte de Australia, dijo por separado que instalará una turbina de gas aeroderivada montada en un remolque GE TM2500 en la central eléctrica de Channel Island, en las afueras de Darwin, para demostrar los méritos de la combustión de hidrógeno.

La prueba reciente en Brentwood marca un primer gran paso para la flota aeroderivada de GE, pero también es un primer triunfo para la capacidad de GE de adaptar las capacidades de hidrógeno en su flota existente, dijo a POWER el Dr. Jeffrey Goldmeer, director de Tecnologías de Emergencia en GE Gas Power.

Debido a su historia de más de 60 años de suministro de tecnología de turbinas de gas, más de la mitad de la base instalada mundial de gas es de GE. Eso es aproximadamente 7000 turbinas de gas que representan más de 800 GW de capacidad instalada en más de 120 países.

La turbina de gas aeroderivada GE LM6000, que ahora cuenta con el beneficio de tres décadas de experiencia operativa, es una tecnología altamente eficiente y de inicio rápido que se ha implementado ampliamente para operaciones pico. Hoy en día, es muy adecuado para respaldar el equilibrio renovable. Derivado del motor de avión turboventilador de derivación alta CF6-80C2 de GE, el modelo de turbina de dos ejes y ciclo simple de 46,1 MW instalado en Brentwood sigue siendo uno de los más eficientes en combustible en su clase de tamaño.

"La unidad LM6000 ubicada en las instalaciones de Brentwood de NYPA es un modelo de PC, lo que significa que está configurada con una cámara de combustión anular singular (SAC)", explicó Goldmeer. "Este es un sistema de combustión por difusión que usa inyección de agua para el control de emisiones de NOx. Los sistemas de combustión por difusión generalmente también tienen la capacidad de operar con niveles más altos de hidrógeno. El LM6000 tiene la base instalada más grande de cualquier turbina de gas Aeroderivative de GE, por lo que estos aprendizajes podrían ser aplicable a muchas otras plantas en los EE. UU. Además, los aprendizajes se pueden compartir con otros combustores SAC (en unidades LM2500 y LMS100), lo que ayuda a GE a acelerar nuestra capacidad ", dijo.

Goldmeer dijo que el piloto de Brentwood no requirió modificaciones a la turbina de gas con la excepción de la instrumentación (sensores de temperatura y presión dinámica) que GE agregó para monitorear el sistema de combustión durante la operación con las mezclas de combustible de hidrógeno. "Durante la operación con la mezcla de combustible de hidrógeno, la operación de la turbina de gas fue estable y los datos de temperatura y presión dinámica no indicaron ningún cambio significativo en la operación de la turbina de gas", señaló.

En general, la prueba demostró que "podemos operar con mezclas de hidrógeno y gas natural, y mantener las emisiones de NOx en los niveles permitidos existentes" con las tecnologías disponibles. En Brentwood, eso implica una cámara de combustión con inyección de agua y un tratamiento posterior a la combustión que incluye reducción catalítica selectiva (SCR), dijo Goldmeer.

Eso es muy prometedor, dado que la energía del gas está lista para asumir un papel más importante en el equilibrio de las energías renovables a medida que se desarrolla la transición energética. "En términos generales, necesitaremos activos de generación de energía despachables para respaldar la red eléctrica con una mayor instalación de sistemas de energía renovable variable, es decir, eólica y solar", dijo. "Las turbinas de gas aeroderivadas de rampa rápida que son capaces de operar con mezclas mejoradas de hidrógeno y gas natural podrían proporcionar energía despachable con menores emisiones de carbono que respaldan la confiabilidad de la red".

Según los hallazgos clave de LCRI presentados el viernes, la demostración mostró "tendencias esperadas", incluida la disminución de las emisiones de CO2 a medida que aumentaban los porcentajes de combustible de hidrógeno. "A 47 MWe, las tasas de emisión de masa de CO2 se redujeron en aproximadamente un 14 % a un 35 % por volumen de combustión conjunta de hidrógeno", señala el informe de LCRI.

Significativamente, en condiciones de estado estacionario, los controles actuales de emisiones posteriores a la combustión de la planta, incluidos los sistemas catalíticos de SCR y CO, pudieron controlar los niveles de escape de NOx, CO y amoníaco de la chimenea por debajo de los limitados por el Departamento de Conservación Ambiental del Estado de Nueva York ( DEC) Permiso reglamentario Título V. La demostración logró las reducciones sin "efectos perjudiciales conocidos en las operaciones de la turbina de gas", dijo NYPA. "Este resultado podría resultar importante para que los operadores de plantas de energía comiencen a probar y usar combustibles de hidrógeno, con el objetivo de reducir la producción de carbono de una instalación, con modificaciones mínimas o sin modificaciones requeridas en los sistemas de la planta".

El estudio también exploró los impactos de las emisiones de NOx y CO en la salida de la turbina de gas, aguas arriba de los sistemas catalíticos. Encontró que a tasas constantes de inyección de agua basadas en la quema de gas natural, los niveles de NOx en la salida de la turbina de gas aumentaron y los niveles de CO disminuyeron a medida que aumentaba el volumen de hidrógeno en el combustible mezclado. "Al aumentar las tasas de inyección de agua a menos del 20% por volumen, los niveles de NOx de salida [de la turbina de gas] se mantuvieron en un nivel constante a medida que el combustible de hidrógeno aumentaba a más del 35% por volumen", dice el informe. Sin embargo, a niveles más altos de hidrógeno, los niveles de NOx aumentaron hasta en un 24 %.

Lo que significa es que la combustión conjunta de hidrógeno podría requerir que los operadores de LM6000 SAC aumenten la inyección de agua casi linealmente con el porcentaje de combustible de hidrógeno para mantener niveles constantes de NOx en la salida de la turbina de gas. "Es importante tener en cuenta que esta observación de aumento de NOx es específica de la tecnología LM6000 SAC y es posible que no se aplique a las cámaras de combustión secas de bajas emisiones", señala el informe.

Los niveles de CO también disminuyeron sustancialmente, hasta en un 88 %, a medida que aumentaba el volumen de hidrógeno durante las pruebas, incluso con tasas de inyección de agua cada vez mayores para el control de NOx. Ese es un hallazgo significativo que implica que la combustión conjunta de hidrógeno (dependiendo de los requisitos del permiso de la pila) podría permitir que las unidades LM6000 "operen en un rango de carga más amplio sin catalizadores de oxidación de CO o con volúmenes reducidos de catalizador, lo que podría reducir los costos de capital y [operación y mantenimiento]", el informe dice.

Goldmeer de GE destacó este hallazgo como un "gran resultado". Significa que la combustión de hidrógeno en el LM6000 "tiene el potencial de aumentar la capacidad de reducción de emisiones, que normalmente está limitada por las emisiones de CO", dijo. Los equipos de ingeniería de GE ahora están "examinando los datos para determinar qué tipo de oferta comercial podría incluirse para las plantas que tienen interés en operar con mezclas de hidrógeno y gas natural", señaló.

Otro hallazgo clave es que la llama de la turbina se mantuvo estable con el aumento de los niveles de combustible de hidrógeno. De manera fundamental, "no se observaron cambios significativos en la operación [de la turbina de gas] según lo medido por los sensores de temperatura y presión dinámica (que monitorearon la dinámica de la combustión) durante la operación con mezclas de hidrógeno". Durante la demostración, el control de la turbina de gas se mantuvo estable. No experimentó viajes durante las variaciones en la composición del combustible, "siempre que el poder calorífico inferior (LHV) y los datos de gravedad específica se transmitieran al software de control en el momento adecuado".

LCRI también ofreció algunos puntos clave para los desarrolladores de proyectos que buscan integrar el hidrógeno en su flota de turbinas de gas existente. Uno implica el empleo de un enfoque de diseño colaborativo "desde el principio" para ayudar a identificar y superar los desafíos de integración. En el proyecto de Brentwood, el "gran número de equipos involucrados en diferentes aspectos de diseño de este proyecto creó situaciones en las que el proceso de diseño avanzaba a diferentes velocidades para cada equipo. Esto llevó a volver a trabajar tarde en el proceso de diseño para garantizar toda la seguridad y la operación". se cumplieron los requisitos", dice el informe. Los conceptos de diseño también deben tener en cuenta las consideraciones de permisos, como las de la Asociación Nacional de Protección contra Incendios, y permitir suficiente tiempo para las excepciones de permisos, señala.

Un segundo desafío crucial con implicaciones técnicas y de mercado para los generadores de gas que buscan hidrógeno como combustible de reemplazo implica mantener un suministro estable de hidrógeno. El proyecto Brentwood tenía volúmenes adecuados de hidrógeno, que se transportó en camiones en remolques, durante las 12 horas acumulativas durante las cuales se realizaron las pruebas. Sin embargo, el equipo luchó por mantener estable el suministro de hidrógeno, lo que requería ajustes manuales constantes en los reguladores de hidrógeno ubicados por separado en cada conexión de remolque de hidrógeno. "El equipo pudo hacer que el sistema funcionara con una importante intervención manual que requirió un control y un ajuste constantes durante la prueba", dice el informe. "Esto no sería práctico para el funcionamiento normal de la planta".

Otros desafíos incluyen garantizar una presión de suministro de gas natural adecuada, que era inevitable a medida que aumentaba la proporción de hidrógeno. "A medida que aumentaba la relación de hidrógeno, era necesario aumentar la presión de suministro [de gas natural]. Esto demostró aumentar efectivamente el límite de hidrógeno que se podía mezclar con [gas natural]", señala el informe.

Estos problemas pueden superarse mediante estudios adicionales. El obstáculo más importante al que se enfrenta la industria para que prospere la combustión de hidrógeno alimentada por gas consiste en adquirir un suministro adecuado de hidrógeno a gran escala y equipos para almacenarlo. Ettlinger señaló que el tanque de hidrógeno más grande conocido en los EE. UU. es el tanque de almacenamiento de hidrógeno de la NASA, que contiene 1,25 millones de galones de hidrógeno líquido. "El hidrógeno en ese tanque solo proporcionaría cuatro días de suministro de hidrógeno [al 100%] a Brentwood", dijo. "Entonces, de nuevo, volviendo probablemente a uno de los grandes temas, el suministro de hidrógeno no es algo que se pueda ignorar. Es un problema importante a medida que avanzamos".

LCRI también destacó las lagunas en la base de conocimientos fundamentales para la combustión conjunta de LM6000 y emitió algunas recomendaciones para satisfacerlas. Una recomendación notable implica arranques de hidrógeno. Si bien la turbina de gas de la demostración siempre se puso en marcha con gas natural, LCRI sugirió que las investigaciones futuras deberían comenzar con un aumento del combustible de hidrógeno. Eso será clave para establecer límites seguros para el inicio, dijo.

—Sonal Pateles editor asociado sénior de POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine)

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