A szuperkritikus CO2 (sCO2) technológia zárt körfolyamú hőerőgépként működik, amelyben a munkaközeg állapota a CO2 kritikus pontja fölött van (73,8 bar, 31°C). Ebben az állapotban a CO2 nem tekinthető sem gáznak, sem folyadéknak, hanem egy ún. „sűrű folyadéknak”, amely különleges termodinamikai tulajdonságokkal bír. Ez a sajátosság tette lehetővé a sCO2 ciklusok alkalmazását a Brayton-körfolyamatban, amely így egyfajta „zárt körű sűrű gázturbinaként” értelmezhető.

A zárt körfolyamú gázturbinák fejlesztése, különösen a héliummal, kezdetben az atomreaktoros hűtőrendszerek számára történt, mivel a hélium sem kémiailag, sem neutronikus szempontból nem reagál, így ideális volt magas hőmérsékletű reaktorok hűtésére. A sCO2 és hélium keverékek is vizsgálat tárgyát képezték hasonló alkalmazásokban, főként közvetlen ciklusú rendszerekben.

Az elmúlt évtizedekben, különösen 2010 után, a szakmai irodalom tele lett túlzó állításokkal a sCO2 zárt ciklusú turbinákról, melyeket gyakran úgy mutattak be, mint a hagyományos Rankine (gőz) ciklusok kiváltóit fosszilis tüzelőanyagú erőművekben vagy akár gázturbina kombinált ciklusok alá rendezett alsó körfolyamataként. Részletes termodinamikai elemzések azonban egyértelműen megmutatták, hogy ezen állítások valójában nem támaszthatók alá a nagyüzemi villamosenergia-termelés körülményei között.

A sCO2 ciklusok egyik legnagyobb korlátja az alacsony ciklusnyomás viszonylag alacsony nyomásarány (kb. 3:1), ami megköveteli a hővisszanyerést a turbina kipufogógázából a kompresszor kimenetén lévő munkaközeg előmelegítéséhez. Enélkül a hatásfok rendkívül alacsony lenne, hiszen a hőfelvétel és a hőleadás átlaghőmérsékletei nagyon közel lennének egymáshoz, így minimális lenne az elméleti hatékonyság. Ez a folyamat hőtermodinamikai szempontból jól ábrázolható a hőmérséklet-entrópia diagramokon, ahol a ciklusok szinte „összenyomottnak” tűnnek.

Fontos megérteni, hogy a sCO2 ciklus lehet Brayton vagy Rankine típusú is, ahol a fő különbség a hőleadási folyamatban van: a Rankine ciklusban a munkaközeg alacsony nyomáson fázisváltáson megy keresztül, míg a Brayton ciklusban nem. A sCO2 esetében a „Rankine” ciklus inkább egy hibrid rendszer, ahol a fázisváltás csak részben, vagy nem is történik meg, ezért gyakran „fél-Rankine” vagy „Rankine-Brayton” hibridként emlegetik. Ez az összetettség megnehezíti a sCO2 ciklusok széles körű alkalmazását, különösen ha azokat a jól bevált gőz Rankine ciklusok helyettesítésére szánják.

A sCO2 technológia alkalmazhatósága különösen korlátozott, ha nagy teljesítményű, ipari méretű (több száz megawattos) erőművekben gondolkodunk fosszilis tüzelőanyagokkal. A termodinamikai korlátok és a működési sajátosságok miatt a sCO2 nem tud versenyezni a már bizonyított és bevált gőzturbinákkal vagy gázturbinák kombinált ciklusaival. Bár kisebb rendszerekben vagy speciális körülmények között lehetnek előnyei, nagyobb léptékben ezek a technológiák nem jelentenek reális alternatívát.

Az sCO2 ciklusoknál a működési stabilitás és a hőcserélők komplex felépítése további kihívásokat jelent. A nagy sűrűségű folyadékként viselkedő közeg különleges mechanikai és hőátadási körülményeket igényel, ami növeli a rendszer komplexitását és költségét. Ez a tényező tovább korlátozza a technológia széles körű ipari elterjedését.

Mindezek alapján világos, hogy bár a sCO2 technológia innovatív és ígéretes lehet bizonyos alkalmazásokban, a jelenlegi és közeli jövőbeni energetikai rendszerekben nem váltja ki a hagyományos gőzturbinákat és nem válik domináns villamosenergia-termelési megoldássá. Az ilyen ciklusok realisztikus értékelése és alkalmazása megköveteli a mély termodinamikai ismereteket, valamint a működési korlátok alapos megértését, különösen a nagyüzemi erőművi környezetben.

Fontos tisztában lenni azzal is, hogy a zárt körfolyamú rendszerek működésének alapos megértése elengedhetetlen ahhoz, hogy az energiatermelés jövőjében helyesen tudjunk mérlegelni új technológiákat. A túlzott optimizmus és a felszínes technológiai ígéretek helyett a rendszer szintű és részletes termodinamikai elemzések adják meg a megalapozott döntések alapját.

Miért érdemes mégis a poszt-kom­bustiós szén-dioxid-leválasztással foglalkozni?

A világ első teljes léptékű szén-dioxid-leválasztási projektjeinek tanulságai egyértelműen rávilágítanak arra, hogy az ipari alkalmazás, különösen az első példányok (FOAK – First of a Kind) esetében, nemcsak technológiai, hanem gazdasági és működési kihívásokkal is szembesül. A kanadai Boundary Dam projekt példája kiemelkedő ebben a tekintetben. A 115 MW-os szénerőművi blokkot egy aminos alapon működő CO₂-leválasztó rendszerrel (Shell CANSOLV) látták el, amely 90%-os leválasztási hatékonyságra volt méretezve. A beruházási költségek elérték a 600 millió kanadai dollárt (kb. 435 millió USD akkori árfolyamon), ami 3 750 USD/kW beruházási intenzitást jelentett.

A projekt célja nemcsak a CO₂ megkötése, hanem az annak értékesítése révén történő hasznosítása volt, például közeli olajmezőkön történő EOR (enhanced oil recovery) céljára. Ezen felül az egyéb melléktermékeket – például a kéntartalmú komponensekből előállított kénsavat – is értékesítésre szánták. Mindez a szén-dioxid-leválasztás komplexitását mutatja: nem csupán elválasztásról, hanem integrált, ipari szintű hasznosításról van szó.

A projekt azonban hamar problémákkal szembesült. A várakozásokkal ellentétben az éves CO₂-leválasztás mindössze körülbelül 400 000 tonnát tett ki az ígért egymillió tonna helyett. A fő ok mechanikai problémákban keresendő, amelyek a rendszer működési idejét 40%-ra korlátozták. Ez rámutat arra a tényre, hogy még ha a használt technológiák egyenként beváltak is más iparágakban (pl. vegyipari abszorber-sztripper rendszerek), ezek új kontextusban történő alkalmazása számos nem várt akadályt rejt.

A SaskPower, a projekt üzemeltetője, nem tudta teljesíteni a CO₂-szállítási szerződésben vállalt mennyiséget, ami nemcsak bevételkiesést, hanem kötbérek kifizetését is eredményezte. A szerződés újratárgyalása után a projekt gazdaságossága jelentősen romlott. 2018-ban bejelentették, hogy a többi blokkot már nem szerelik fel CCS-technológiával, és a 3-as blokk 2024-ben leáll.

Ez a tapasztalat nem egyedi. A poszt-kombusztiós szén-dioxid-leválasztási (PCC) technológia korai demonstrációs projektjeinek túlnyomó többsége (különösen az USA DOE által támogatott kilenc nagy léptékű projekt közül hat) szintén kudarcot vallott különböző okok – technológiai stagnálás, gazdasági életképesség hiánya, energiaárak változása – miatt. A közel hárommilliárd dollárból, amelyet a DOE fosszilis energia technológiák fejlesztésére fordított 2010 óta, csupán egyetlen projekt volt még aktív 2017 végén, és ez is leállt 2020-ban.

És mégis: miért kell ezzel a technológiával foglalkozni? Az ok kézenfekvő, és túlmutat a korai kudarcokon. A poszt-kombusztiós CO₂-leválasztás olyan meglévő és jól bevált erőművi technológiákhoz kapcsolható, mint a fejlett kombinált ciklusú gázturbinás (GTCC) rendszerek, amelyek eleve 60%-ot meghaladó nettó LHV-hatékonysággal és a szénhez képest jóval

Milyen tényezők befolyásolják az integrált napenergia és gázturbinás kombinált ciklusok hatékonyságát?

Az integrált napenergia és gázturbinás kombinált ciklusok (ISCC) termodinamikai optimalizálása során több egymással összefüggő tényezőt kell figyelembe venni, amelyek együttesen határozzák meg a rendszer hatékonyságát és gazdaságosságát. Az egyik kulcstényező a HRSG (hővisszanyerő gőzgenerátor) hőátadási exergiavesztesége, amely az áramlások és hőmérsékletek eltéréseiből adódik, különösen a víz és a gőz fázisváltásának helyén, az úgynevezett gőzfejlesztőkben. A magasnyomású (HP) gőzfejlesztő szerepe kiemelkedő, mivel itt a víz állandó hőmérsékleten forr, és a hőátadás iránya, valamint mértéke jelentősen befolyásolja a rendszer exergiahatékonyságát. Amint a napenergia aránya nő, először csökken a HRSG HP gőzfejlesztő terhelése és az ezzel járó exergiaveszteség, azonban egy adott pont után a növekvő napenergia-mennyiség miatt a rendszer már nem képes megfelelően kezelni a megnövekedett gőzáramot, ami hőmérsékleti különbségek növekedéséhez és exergiaveszteséghez vezet.

A kondenzátor nyomása is döntő szerepet játszik, hiszen a gőz mennyiségének növekedése, amelyet a napenergia által generált gőz kiegészít, a kondenzátor nyomásának emelkedését idézi elő, ami csökkenti a turbinák teljesítményét. Az így kialakuló kölcsönhatás eredményeképpen az integrált rendszer hatékonysága nem nő korlátlanul a napenergia részarányának növelésével, hanem egy bizonyos ponton csökkenés tapasztalható.

Az ISCC-rendszerek különböző konfigurációi eltérő hatékonyságot és költségeket eredményeznek. A legjobbnak tekinthető a HP gőztermelés napenergia segítségével, amely a legnagyobb kapacitást kínálja, elősegítve a megújuló napenergia maximális kihasználását. Az alacsonyabb nyomású (IP és LP) gőztermelések kevésbé hatékonyak, és jelentősen növelhetik a beruházási költségeket, miközben a teljesítményük elmarad a HP rendszerétől. Az újabb megközelítések, mint például a reheat szupermelegítés részleges kiváltása külső hőforrás által, növelik a magasnyomású gőz termelését, és így a turbinák teljesítményét, ugyanakkor ezek a megoldások komplex anyag- és nyomástartó csővezetékeket igényelnek, ami növeli a beruházási költségeket és az üzemeltetési kockázatokat.

Az ISCC rendszerek gazdaságosságának vizsgálata különösen bonyolult a napenergia-rendszerek változó költségei miatt. Bár a termodinamikai alapelvek jól ismertek és stabilak, a beruházási költségek széles skálán mozognak, melyek nagyban függnek a technológia típusától, méretétől és a helyi feltételektől. Ez megnehezíti az egyértelmű összehasonlítást és a rendszeresített megoldások kialakítását. Ezért az adott projektekre szabott, részletes elemzések elengedhetetlenek a megbízható tervezéshez és költségbecsléshez.

A rendszer hatékonyságának maximalizálása érdekében fontos az optimális méretezés és az üzemeltetési stratégiák kidolgozása, különös tekintettel arra, hogy a napenergia mennyisége nem lineárisan növeli a termelést, hanem egy ponton túl a rendszer teljesítménye csökkenni kezd. A hővisszanyerő gőzgenerátor mérete és kialakítása, valamint a kondenzátor tervezése kritikus tényezők ebben a folyamatban. Egy nagyobb méretű HRSG képes késleltetni a teljesítmény csökkenését, mivel jobban tudja kezelni a növekvő gőzáramot és csökkenti az exergiaveszteséget.

A napenergia integrálása a gázturbinás kombinált ciklusokba tehát egy sokrétű, komplex mérnöki feladat, amely során a termodinamikai folyamatok, a műszaki megvalósíthatóság és a gazdasági feltételek egyensúlyát kell megteremteni. Csak így biztosítható a napenergia hatékony és fenntartható hasznosítása a villamosenergia-termelésben.

Fontos továbbá megérteni, hogy a hatékonyság és költségek mellett a rendszer megbízhatósága és hosszú távú fenntarthatósága is kritikus tényezők. A különböző konfigurációk eltérő karbantartási igényekkel, üzemeltetési nehézségekkel járhatnak, amelyek szintén befolyásolják a projekt életképességét és elfogadottságát. A tervezőknek tehát nemcsak a termodinamikai paramétereket, hanem az üzemeltetési körülményeket és a gazdasági kockázatokat is figyelembe kell venniük az optimális rendszer kialakításához.

Mennyire fenntartható a hidrogéntermelés szén-dioxid-kibocsátása a gáz-turbinás energiatermelésben?

A hidrogéntermelés egyik alapvető problémája, hogy a folyamat jelentős mennyiségű CO2-kibocsátással jár, amelyet meg kell fogni és tárolni, ezzel azonban alapvetően kérdésessé válik a hidrogén előállításának eredeti célja, vagyis a tiszta energiaforrásként való alkalmazása. Egy 300 MW-os gázturbina példáján keresztül vizsgálva, elméleti alapon minden előállított kilogramm hidrogén 5,5 kg CO2 kibocsátásával jár. Azonban a valóságban, figyelembe véve a reformerben elégetett tüzelőanyagot is, ez az arány akár 9,2 kg CO2/kg H2-re is nőhet. Ez azt jelenti, hogy a gázturbina égőjébe bevezetett hidrogén tüzelőanyaggal a kibocsátott CO2 mennyisége elérheti az óránkénti 200 000 kg-ot, ami évi 1,6 millió tonna szén-dioxidot jelent, ha évi 8000 működési órával számolunk.

Egyszerű ciklusban a CO2-kibocsátás mintegy 675 kg/MWh körül alakul, kombinált ciklusban pedig körülbelül 450 kg/MWh-re csökken, ami az Amerikai Egyesült Államokban a 2015-ös adatok alapján természetes gázzal működő erőművek átlagos kibocsátási szintjéhez áll közel. Azonban az SMR (Steam Methane Reforming) technológiával előállított hidrogén által okozott kibocsátás a legfejlettebb, 60-61%-os hatásfokú gázturbinákhoz képest mintegy 35%-kal magasabb, ami figyelmet érdemel.

Az SMR-hez kapcsolódó szén-dioxid-leválasztás (CCS) költsége átlagosan 30%-kal alacsonyabb, mint a hagyományos, égéstermék utókezeléssel történő szén-dioxid-leválasztásé a természetes gáz alapú kombinált ciklusú erőművek esetén. Ez a költségkülönbség a hidrogén alapú tüzelőanyag használata esetén a beruházási költségekben is megjelenik, hiszen a szén-dioxid-leválasztás kapcsán az SMR-alapú üzemek körülbelül 6-10%-kal olcsóbban valósíthatók meg, mint a gázturbinás rendszerek utólagos szén-dioxid-leválasztása.

Fontos megjegyezni, hogy ezek a számítások nagyrészt becslések, és az egyes gyártók (OEM-ek) által tervezett égők különböző jellemzői miatt a gázturbina teljesítménye és hatásfoka a hidrogénarány növelésével változhat. Egyes égők esetében szükséges lehet a turbina beömlő hőmérsékletének (TIT) csökkentése, hogy elkerüljék az égés visszacsapódását, ami a teljesítmény csökkenéséhez vezethet mind a gázturbinában, mind a kapcsolt gőzturbinás ciklusban.

Az SMR létesítmények és a hidrogénszállító vezetékek kiépítésének beruházási költségei jelentősek. Egy 2017-es tanulmány szerint az SMR technológiával, 90%-os szén-dioxid-leválasztással működő hidrogéngyár kapacitására vetítve a beruházási költség elérheti az óránkénti normál köbméterenként 3000 dollárt, ami egy 750 MW hőteljesítményű gázturbina tüzelésére vonatkozóan mintegy 750 millió dollárt jelent. Egy 450 MW elektromos teljesítményű kombinált ciklusú erőmű beruházási költsége körülbelül 300 millió dollár, így a teljes rendszer – gázturbina, SMR és CCS – költsége akár a háromszorosa is lehet az egyszerű, szén-dioxid-leválasztás nélküli gázturbinás erőműnek.

Autotermikus reformálás (ATR) során az endoter­mikus gőzreformálás és az exoterm részleges oxidáció (POX) együttesen működik, amely energiahatékonysági szempontból előnyös lehet, azonban a szén-dioxid-kibocsátás szempontjából további vizsgálatokat igényel.

Fontos, hogy a hidrogén tüzelőanyagként való alkalmazása nem feltétlenül jelent automatikusan karbonsemleges megoldást, különösen ha a hidrogént fosszilis tüzelőanyagokból, például földgázból állítják elő szén-dioxid leválasztás mellett. A gyakorlatban az emissziók csökkentésének kulcsa nem csupán a tüzelőanyag összetételében, hanem a teljes rendszer – beleértve a hidrogéntermelést, szállítást és a gázturbina működését – optimalizálásában rejlik.

A szén-dioxid kibocsátás számottevő csökkentése érdekében a hidrogén előállítását megújuló energiaforrásokkal kombinált elektrolízis útján kellene megvalósítani, bár ennek költségei jelenleg még magasabbak, és az infrastruktúra kiépítése jelentős beruházást igényel.

Az olvasónak szem előtt kell tartania, hogy a gázturbinás rendszerek hidrogénnel való tüzelése összetett kompromisszumokat követel meg, mind a környezetvédelmi, mind a gazdasági szempontok figyelembevételével. A jövőbeli technológiai fejlesztések és innovációk, mint például az alacsony hőmérsékletű égők és hatékonyabb szén-dioxid-leválasztó technológiák, kulcsfontosságúak lesznek a hidrogénalapú energia valódi karbonsemlegességének elérésében.

Mi a G-tanulás és hogyan alkalmazható a portfólió-optimalizálásra?
Miért az urbanizáció és a faji megosztottság alakította a konzervatív politikai válaszokat az Egyesült Államokban?
Milyen hatással van a rasszizmus az amerikai bevándorlási politikára, és hogyan formálja a közvéleményt?
Mi különbözteti meg a tudást a véleménytől Hobbes szerint?