Koldioxid (CO2) är den största komponenten i växthusgaser (GHG), som tros vara en viktig orsak till klimatförändringar. Därför har mycket forskning och utveckling riktats mot att minska eller eliminera utsläpp av CO2 i atmosfären. Förbränningen av fossila bränslen, särskilt kol, i kraftverk är en betydande källa till CO2. Som framgår av forskningen är naturliga gasdrivna gasturbin-kombinationscykler (GTCC) överlägsna alla andra teknologier och bränslen, inklusive integrerade gasifieringskombinationscykler (IGCC), när det gäller specifika CO2-utsläpp. Att helt enkelt ersätta kolkraftverk med gasturbinanläggningar som drivs av naturgas kan minska CO2-utsläppen avsevärt, vilket visats genom att CO2-utsläppen minskade med mer än 60% i praktiska exempel.

För att förstå denna minskning av utsläppen måste man beakta bränslets kemiska sammansättning. Detta påverkar direkt mängden koldioxid som frigörs vid förbränning. Det finns tre huvudsakliga metoder för att eliminera eller reducera CO2-utsläpp i fossila bränsledrivna kraftverk: post-förbränningsfångst, pre-förbränningsfångst och oxy-fuel förbränning med CO2-recycling eller kemisk looping.

Oxy-fuel förbränning har redan behandlats detaljerat i andra avsnitt, särskilt Allam-cykeln. Här fokuseras det istället på post-förbrännings CO2-fångst från gaser som alstras i ett gasturbinbaserat kombinationskraftverk. Anledningen till detta är enkel: GTCC med avancerade gasturbiner och post-förbränningsfångst representerar den mest kostnadseffektiva teknologin för koldioxidfri elproduktion från fossila bränslen. Detta framgår tydligt av jämförelser med andra teknologier som oxy-fuel och IGCC-cykler, där även de mest avancerade turbinlösningarna förväntas vara dyrare och mindre effektiva än traditionella lösningar som använder kemisk absorption för att avlägsna CO2 från avgaser.

GTCC-teknologin, som använder naturgas, är särskilt konkurrenskraftig tack vare dess högre verkningsgrad och lägre CO2-utsläpp per producerad kWh. För att minska utsläppen ytterligare måste den kombineras med effektiva system för att fånga och lagra CO2. Detta kan göras genom att utnyttja teknologier för att fånga koldioxid direkt från rökgaserna, vilket innebär att hela processen förblir mer kostnadseffektiv jämfört med andra framtida teknologier som fortfarande är under utveckling, såsom den föreslagna bränslecellen för vätebaserad förbränning eller mer komplexa oxy-fuel-kombinationer.

I detta sammanhang är det också viktigt att förstå de ekonomiska och praktiska aspekterna av att implementera dessa teknologier. Exempelvis har Allam-cykeln, som har marknadsförts som en lovande teknologi för att uppnå hög verkningsgrad och koldioxidneutralitet, inte visat sig vara så effektiv i praktiken som de initiala marknadsföringarna antydde. Trots att teknologin hävdade att verkningsgraden skulle ligga kring 53,2% baserat på lägre värmevärde (LHV), visar noggranna beräkningar att denna prestanda är optimistisk och att den realistiska verkningsgraden ligger mycket lägre. Detta innebär att investeringar i en första generationens teknologi, som Allam-cykeln, kan vara osäkra jämfört med att använda väletablerade och beprövade metoder för CO2-avskiljning, exempelvis kemisk absorption med aminer.

För att göra ett mer genomtänkt val när det gäller CO2-reduceringsteknologier måste både de tekniska och ekonomiska aspekterna beaktas noggrant. Det handlar inte bara om att välja den mest effektiva teknologin, utan också om att förstå de långsiktiga ekonomiska konsekvenserna och potentialen för att uppnå verkliga utsläppsminskningar utan att skapa osäkra framtida beroenden. Även om ny teknik som Allam-cykeln har stor potential, är det viktigt att beakta att väletablerade teknologier, trots sina utmaningar, kan vara mer realistiska i den nuvarande och närmaste framtiden när det gäller att minska CO2-utsläpp från kraftverksindustrin.

Hur påverkar gassturbiners kylning och prestanda vid olika driftsförhållanden?

De flesta tunga industriella gasturbiner som används idag (2020–2021) använder öppna kylsystem där luft tas från kompressorns avgasflöde och mellanliggande stadier för att kyla turbinelement. Begreppet "öppen sluten kylning" innebär att kylmediet, efter att ha utfört sitt syfte att kyla, lämnar HGP-komponenten och går in i den heta gasen som strömmar genom turbinen, vilket leder till en viss utspädning av den varma gasen. Kylningsteknikerna som används för stationära komponenter som statorer och vanar är i detalj beskrivna i GTFEPG (kapitel 9).

För att förstå kylsystemen på djupet är det viktigt att känna till den fysiska principen bakom dem. Oavsett om det är en stationär van eller en roterande turbinblad, har komponenten ett ihåligt kärnrum med insatser (vanar) eller serpetinformade kylkanaler som är utrustade med ribbturbulatorer. Dessa ribbturbulatorer ökar värmeöverföringsytan och förbättrar blandningen av kylmedelsluften, vilket resulterar i en effektivare kylning av väggarna på komponenten. När kylmedlet träffar väggarna på en turbinblad skapar det ett skyddande film på komponentens yta och lämnar vid turbinbladets bakre kant. Den här metoden används också för att kyla vanar, men värmeöverföringsprocesserna i vanarna och turbinsbladen skiljer sig åt. Eftersom turbinsbladen roterar, påverkas kylvätskans flöde i passagerna, vilket innebär att man måste beakta rotationens inverkan på den interna värmeöverföringen.

För att kunna uppskatta gasturbiners prestanda vid icke-design drift (off-design), används ofta korrekta kurvor. Tillverkare av gasturbiner (OEM) tillhandahåller dessa kurvor, och trots att det finns skillnader mellan olika typer och klasser av gasturbiner, så kan relativt bra uppskattningar göras genom att använda generiska (normaliserade) kurvor. Det beror på att gas turbiner fungerar på ett enkelt sätt, där gas turbinen körs med konstant hastighet och synkroniseras med elnätet. Vid konstant rotationshastighet är gas turbinens sväljkapacitet konstant, vilket innebär att luftflödet genom kompressorn är oförändrat, men massflödet ändras beroende på luftens densitet, som i sin tur förändras med de omgivande förhållandena, det vill säga temperatur och relativ luftfuktighet.

I praktiken kan gas turbinens prestanda justeras genom att manipulera tre faktorer: (i) förändra luftflödet vid intaget (genom inloppsvane-reglage [IGVs]), (ii) ändra bränsleflödet (dvs. temperatur vid turbinens inlopp [TIT]), eller (iii) en kombination av dessa två. När turbinen körs i en kombinerad cykel är målet att bibehålla hög verkningsgrad i bottencykeln, vilket är starkt beroende av gasturbinens avgas-temperatur (TEXH). Den första åtgärden för att minska effekten är att minska luftflödet genom att stänga IGVs gradvis, samtidigt som TIT bibehålls. När luftflödet minskar, minskar cykelns tryckförhållande (PR), vilket leder till en ökning av TEXH, vilket garanterar att den reducerade kombinerade cykeleffekten genereras med högsta möjliga termiska verkningsgrad.

En klassisk metod för att uppnå denna kontrollbeskrivning är att köra gas turbinen på två olika TIT-nivåer: en grundläggande, normal nivå för kontinuerlig drift och en högre nivå för kortvarig drift (nödsituationer). TIT kan inte mätas direkt, så det beräknas inom kontrollsystemet med hjälp av andra direkt mätta parametrar, som TEXH och PR. Effekterna av denna kontrollfilosofi illustreras av värmeförhållande (HR) kurvan, där värmeförhållandet representerar den omvända av termisk verkningsgrad.

När effekten minskar, sker en ökning av värmeförhållandet på grund av att mindre effekt krävs för att driva kompressorn. För att optimera turbinens effektivitet vid låga belastningar är det avgörande att förstå hur gas turbinens prestanda påverkas av förändringar i omgivande förhållanden som tryck, temperatur och luftfuktighet. Vid högre höjder, till exempel, påverkas prestandan negativt av minskad luftdensitet. På havsnivå är omgivningstrycket 14,7 psia (1 atm), medan det vid 6000 fot sjunker till cirka 11,8 psia. Vid 100% last minskar turbinens effekt, bränsleförbrukning och avgaser med cirka 20%. Luftfuktighetens påverkan är också liten, men den leder till effektförluster genom minskad luftdensitet och ökat bränslebehov för att förånga det extra vattnet.

En annan viktig parameter som påverkar den termiska effektiviteten är cykelns tryckförhållande. Förlorad tryck vid gas turbinens inlopp och utlopp kan allvarligt påverka prestandan. Varje tryckförlust på 4 in. H2O (10 mbar) vid inloppet innebär cirka -1,42% minskning i effekt, +0,45% ökning i värmeförhållandet och +1,9°F (1,1°C) ökning av avgastemperaturen. En liknande förlust vid utloppet ger -0,42% minskning i effekt och +0,42% ökning i HR och avgastemperatur.

Slutligen är det av största vikt att förstå hur dessa tekniska processer är kopplade till varandra i praktiken. De olika kylteknikerna för turbiner är beroende av hur effektivt kylflödet styrs och hur systemet anpassar sig till förändrade driftförhållanden. En djupt teknisk förståelse av både mekanismerna bakom dessa processer och den påverkan de har på den övergripande effektiviteten hos en gasturbin är grundläggande för att optimera prestanda och energieffektivitet.

Vad är de mest effektiva teknologierna för vätgasproduktion och deras framtidsutsikter?

Den nuvarande teknologiska nivån för att producera energi är i genomsnitt 0,70–0,75 av den teoretiska Carnot-effektiviteten, vilket innebär att vi vid dagens teknologiska nivå kan utveckla värmemotorer vars termiska verkningsgrad är 70–75% av den maximala möjliga. I praktiken betyder detta att en mogen elektrolyserteknologi sannolikt kan uppnå ett resultat på omkring 44 kWh/kg, där ett mer realistiskt värde troligen ligger närmare 47 kWh/kg. Dessa siffror ger en värdefull indikation på den nuvarande utvecklingsnivån inom området för vätgasproduktion och ger också insikter om de kommande utmaningarna och möjligheterna.

En av de potentiella teknologierna för vätgasproduktion är den så kallade svavel-jodcykeln (SI-cykeln). Denna metod möjliggör vätgasproduktion genom att vatten dissocieras vid temperaturer upp mot 4000°C, men det är uppenbart att detta inte är praktiskt genomförbart. Därför utvecklades SI-cykeln för att uppnå samma resultat vid mycket lägre temperaturer. I den här cykeln används tre kemiska reaktioner som resulterar i dissociation av vatten till väte och syre. Denna process är kemiskt väl förstådd, men den kräver en mängd separations- och destillationssteg för att uppnå effektivitet. Även om effektiviteten beräknas vara omkring 45%, vilket är lägre än elektrolysens effektivitet, anses denna teknik ha potential vid storskalig användning, exempelvis i kärnkraftverk med höga temperaturer.

För närvarande är den största andelen av den globala efterfrågan på vätgas inom kemikaliesektorn, särskilt för produktion av ammoniak och vid raffinering av bränslen. Steam Methane Reforming (SMR) är den vanligaste metoden för att producera vätgas i tillräckliga mängder för att möta denna efterfrågan. SMR-processen, som har funnits i över ett sekel, involverar en endoterma kemisk reaktion där metan (CH4) reagerar med vattenånga för att bilda kolmonoxid och vätgas vid höga temperaturer. Efterföljande reaktioner omvandlar kolmonoxid till koldioxid och vätgas, och vätgasen renas genom ett trycksvängadsorptionssystem (PSA) för att uppnå en mycket hög renhet.

Trots att SMR-processen är mycket etablerad, har den en stor nackdel – den är koldioxidintensiv och är inte kompatibel med målet att skapa koldioxidfria energikällor för elproduktion. Därför är det avgörande att utveckla alternativ som inte ger upphov till sådana utsläpp. SMR-processen är också mycket energikrävande och kräver stora mängder energi från fossila bränslen för att upprätthålla de höga temperaturer som behövs.

Teknologier för att producera vätgas, inklusive SI-cykeln och SMR, har fortfarande betydande utmaningar att övervinna innan de kan användas storskaligt. SI-cykeln, med sina höga temperaturkrav och behov av kärnkraftverk för att upprätthålla processens effektivitet, är än så länge i ett tidigt utvecklingsstadium, men den har en långsiktig potential för storskalig vätgasproduktion. Å andra sidan har SMR ett mer utvecklat teknologiskt landskap, men dess miljöpåverkan gör det svårt att betrakta som en hållbar lösning i en framtid med koldioxidneutral energiproduktion.

Det är också viktigt att förstå att den totala effektiviteten i vätgasproduktion inte bara beror på den tekniska lösningen, utan också på vilken typ av energi som används för att driva dessa processer. Medan elektrolys kan vara en mer miljövänlig väg, innebär de höga energikraven att effektiviteten och den ekonomiska lönsamheten ofta blir en begränsning. Därför är det avgörande att framtida vätgasproduktionsteknologier utvecklas med ett helhetsperspektiv på energiöverföring och integration, där förnybara energikällor som sol och vind kan spela en avgörande roll.

Hur kan SMR och vätgasproduktion påverka CO2-utsläpp vid förbränning av naturgas?

Vid produktion av vätgas genom Steam Methane Reforming (SMR) sker en betydande mängd CO2-utsläpp, vilket måste fångas och lagras. På ytan kan detta verka som en kontradiktion mot syftet med att skapa vätgas som ett renare alternativ till fossila bränslen. För att ge en kvantitativ bild, kan vi ta ett exempel med en gas-turbinsanläggning på 300 MWe. Enligt de kemiska reaktionerna, på teoretisk nivå, genereras 5,5 kg CO2 för varje kilogram H2 som produceras. I en verklig SMR-anläggning måste man dessutom ta hänsyn till bränsleförbrukningen i reformern, vilket kan öka CO2/H2-förhållandet till cirka 9,2.

Med detta tal som referens, om SMR används för att tillhandahålla vätgasbränsle till turbinen, skulle det generera omkring 200 000 kg CO2 per timme, vilket motsvarar 1,6 miljoner ton CO2 per år (baserat på 8 000 driftstimmar per år). Vid en enkel cykelberäkning innebär detta en CO2-generation på cirka 675 kg/MWh, eller 1 500 lb/MWh. Om gas-turbinen är i en kombinerad cykelkonfiguration, minskar CO2-utsläppen med omkring 50 %, till cirka 450 kg/MWh. Denna siffra förtjänar noggrannare granskning, och det är därför bra att jämföra den med aktuell data. Enligt amerikanska EIA-statistik från 2015 var CO2-utsläppen från elektricitet producerad från naturgas i USA i genomsnitt 400 kg/MWh, medan de från kol var cirka 1 000 kg/MWh. För de mest avancerade H- eller J-klass turbinerna med 60-61 % netto LHV-effektivitet är CO2-utsläppen omkring 330 kg/MWh. Därför innebär ett CO2-utsläpp på 450 kg/MWh från SMR att det är 35 % högre än för jämförbar teknik.

Kostnaden för koldioxidavskiljning från SMR i raffinaderianläggningar är generellt 30 % lägre per ton CO2 än post-combustion avskiljning från naturgaseldade kombinerade cykelanläggningar. Genom att kombinera dessa två faktorer kan vätgas från SMR med koldioxidavskiljning hamna på samma nivå som post-combustion koldioxidavskiljning (med alla andra faktorer lika). En snabb beräkning visar att koldioxidavskiljningen från SMR-anläggningar kan vara 6-10 % billigare i CAPEX än post-combustion-koldioxidavskiljning från naturgaseldade kombinerade cykelkraftverk.

För att bedöma de ekonomiska och tekniska konsekvenserna av vätgasförbränning i gas-turbiner, har detaljerade studier genomförts med hjälp av programvaran GTPRO från Thermoflow, Inc. I dessa studier modellerades gas-turbiner som eldas med naturgas blandat med väte. Resultaten från dessa beräkningar visar att CO2-utsläppen från SMR varierar beroende på förbrukningen av väte i gas-turbinen. Vid 100 % väteförbränning beräknas CO2-utsläppen i gas-turbinen vara 990 kg/h, vilket är CO2 som kommer in med den omgivande luften och inte CO2 som genereras från själva förbränningsprocessen. Detta gör att dessa siffror måste justeras för en exakt beräkning av de utsläpp som härrör från förbränning.

Kostnadsberäkningarna för koldioxidavskiljning inkluderar inte den kapitalkostnad som krävs för att bygga SMR-anläggningar och pipelines för att leverera vätebränsle till kombinerade cykelkraftverk (GTCC). Enligt en studie från 2017 uppskattades CAPEX för SMR med 90 % CCS till 3 000 USD per Nm³/h väte, vilket innebär att byggandet av SMR-anläggningar för att leverera väte till en 750 MWth gas-turbin skulle kosta cirka 750 miljoner USD. För en 450 MWe GTCC-anläggning uppskattas kostnaden till cirka 300 miljoner USD, vilket gör att den totala kostnaden för en GTCC + SMR + CCS-anläggning blir cirka 1 miljard USD, vilket är nästan dubbelt så högt som kostnaden för en GTCC utan CCS.

Autothermal Reforming (ATR) är en annan metod för att producera väte, där syre används för att kombinera ångreformering (endoterm) med partiell oxidation (exoterm). Genom att kombinera dessa processer kan ATR bli ett effektivare alternativ till traditionell SMR. Det är dock fortfarande viktigt att noggrant analysera effekten på CO2-utsläpp och den ekonomiska genomförbarheten av ATR vid storskalig användning.

Det är viktigt att förstå att även om väte anses vara ett potentiellt rent alternativ till fossila bränslen, måste de tekniska och ekonomiska utmaningarna i produktionen av väte, inklusive CO2-avskiljning och infrastrukturkostnader, noggrant beaktas. Den faktiska nettoeffekten av väte på koldioxidutsläpp beror på en mängd faktorer, inklusive den specifika tekniken som används för att producera väte, hur väte används i energiapplikationer och i vilken utsträckning koldioxidavskiljning implementeras.

Hur "ny konspirationism" underblåser en farlig politisk dynamik och förlorar demokratins legitimitet
Hur man löser mysterier genom att följa rätt spår och göra rätt val
Hur fungerar det arabiska skriftsystemet?
Hur man skapar och använder egna "pipes" i Yahoo Pipes och Maltego för OSINT