Hur Effektiv är Allam Cykeln i Praktiken?

Allam-cykeln, en semi-sluten superkritisk CO2-cykel med oxy-förbränning, har lovat att revolutionera energiproduktionen genom att kombinera hög effektivitet med effektiv koldioxidavskiljning. Teoretiskt har den potential att leverera imponerande prestanda med en termisk verkningsgrad på upp till 59%, som tidigare beräknats baserat på grundläggande termodynamiska kalkyler. Men när man tar hänsyn till parasitiska kraftförbrukare och andra tekniska hinder, blir den verkliga prestandan avsevärt lägre än vad de ursprungliga siffrorna antyder.

För att förstå detta måste vi noggrant analysera de faktorer som påverkar cykelns effektivitet. Cykelns effektivitet är starkt beroende av tre huvudfaktorer: (i) återvinningens effektivitet, (ii) parasitär kraftförbrukning av den flytande syreproduktionsenheten (ASU), och (iii) värmeintegration mellan ASU och kraftblocket. I den förenklade cykeln utan avancerad återvinning är den effektiva användningen av värme ganska låg, vilket resulterar i en sCO2-utloppstemperatur på 591°C, som är 100°C lägre än turbinens avgastemperatur. Detta innebär att användning av turbinavgaser för att värma syre inte är optimalt för cykelns effektivitet.

Enligt modeller kan en förbättrad cykel med avancerad ASU-teknik som producerar flytande syre (LOX) vid 18°C och 340 bar, i kombination med förbättrad värmeöverföring mellan luft och återvunnet CO2, leda till en nettoeffekt på 235,5 MWe och en termisk verkningsgrad på 53,6%. Detta är 7,7 procentenheter bättre än den förenklade cykeln. Men även med denna förbättring är cykelns prestanda fortfarande under vad som kan uppnås med mer etablerade teknologier.

En av de största utmaningarna för Allam-cykeln är den höga parasitära kraftförbrukningen. För att upprätthålla effektiviteten måste en stor mängd elektricitet användas för att komprimera syre och bränngas till höga tryck, vilket resulterar i en nettoeffektivitet som i bästa fall når 53,6%. Detta gör att teknologin är mindre konkurrenskraftig jämfört med andra kraftverkslösningar, såsom gasturbiner i kombinationscykel.

Dessutom krävs en väldigt hög renhet på den syre som produceras, vanligtvis 99,5% eller mer, för att säkerställa att det återvunna CO2:et håller rätt kvalitet för att kunna cirkuleras effektivt. Detta innebär att ASU-enheten måste producera syre med en högre renhet än vad som krävs för andra tillämpningar, vilket i sin tur ökar både driftkostnaderna och kapexen.

Slutligen, även om den Allam-cykeln har fördelar när det gäller CO2-avskiljning vid högt tryck, förblir det en utmaning att göra teknologin kommersiellt livskraftig. För att uppnå de bästa möjliga effektivitetssiffrorna krävs betydande investeringar i komplexa värmeväxlare och avancerad integration mellan ASU och kraftblock, vilket gör att cykeln har svårt att konkurrera med andra mer etablerade kraftgenereringsmetoder.

Viktiga aspekter att förstå:
För att teknologin ska bli framgångsrik måste alla delar av systemet – inklusive syreproduktion, bränngaskomprimering och värmeöverföring – integreras på ett optimalt sätt. Effektiviteten för hela kraftverket påverkas också starkt av tillgången på billig och effektiv kylvatten. Dessutom måste en realistisk bedömning göras av alla driftskostnader, inklusive den elektriska och kapacitetsintensiva produktionen av syre. I många fall innebär de parasitära strömkraven för ASU och andra system att Allam-cykeln blir mindre konkurrenskraftig än andra renare teknologier på marknaden.

Hur påverkar bränslekompositionen NOx-utsläpp i gaskraftverk och vad innebär det för framtida bränslesystem?

När bränslet för förbränning i gaskraftverk innehåller väte (H2) istället för enbart naturgas (metan, CH4), påverkas både förbränningsdynamik och emissioner markant. Förbränning av väte leder, trots att det är ett mer miljövänligt alternativ till fossila bränslen, till högre utsläpp av kväveoxider (NOx) jämfört med traditionell naturgas. Enligt vanliga mätmetoder, där kväveoxidutsläpp rapporteras som “parts per million by volume (ppmv) vid referensförhållandet 15% O2”, överdrivs skillnaden mellan väte och naturgas. Denna metod ger skenbart mycket högre NOx-utsläpp vid högre väteinblandning, utan att detta faktiskt speglar en reell ökning i kväveoxidproduktionen.

Douglas et al. visade i sin forskning att när NOx-utsläpp mäts per enhet producerat arbete (ng/Je) eller termisk effekt (ng/Jth), är skillnaderna mellan olika bränslesammansättningar, från ren CH4 till CH4-H2-blandningar, förhållandevis små. Förändringar i NOx-utsläpp mätt i ppmvdr blir däremot avsevärt större när vätehalten i bränslet ökar, vilket ger en snedvriden bild av miljöpåverkan om man enbart förlitar sig på denna måttenhet.

Ett exempel på detta kan ses i en avancerad gasturbin som arbetar med ett baslast på 346 MWe och 42,3% netto-LHV-effektivitet. Om denna turbin körs på 100% CH4 och NOx-utsläppen rapporteras vara 25 ppmvdr, innebär det en NOx-mängd på 102,3 ng/Je. När turbinens bränsle byts till 100% väte, och den totala NOx-utsläppsmängden per producerad enhet arbete bibehålls, visar andra mätmetoder en marginellt högre NOx-mängd per enhet termisk effekt (44,3 ng/Jth). Här uppstår en betydande skillnad i ppmvdr-mätningarna (35,1 ppmvdr, vilket är 40% högre än vid CH4-förbränning), trots att den faktiska mängden kväveoxider inte har ökat i samma utsträckning.

Denna skillnad beror på förändringar i sammansättningen av avgaserna, särskilt ökade koncentrationer av vattenånga (H2O) och syrgas (O2), vilket leder till högre rapporterade ppmvdr-värden vid högre väteinblandning. Detta förhållande belyser vikten av att använda rätt metoder och parametrar vid bedömningen av NOx-utsläpp för att ge en rättvisande bild av miljöpåverkan när väte används som bränsle i gaskraftverk.

Ett annat stort tekniskt problem är transporten och distributionen av väte. För närvarande produceras största delen av väte på plats via ångreformering av naturgas (SMR), men för att väte ska kunna användas effektivt på en större skala behövs omfattande infrastrukturer för transport. Det är här som nya teknologier och material kommer att spela en avgörande roll. De flesta nuvarande stålrör för gasdistribution är inte lämpliga för väte, eftersom väte orsakar en fenomen som kallas väteförsvagning, vilket gör rören spröda och bräckliga. Detta kan försvåra långsiktig drift av väteinfrastrukturer om inte alternativa lösningar tas fram.

Forskning pågår för att utveckla nya rörledningar i polymerkompositer och fiberförstärkta plastmaterial som inte lider av väteförsvagning, vilket potentiellt kan sänka installationskostnaderna och förbättra driftssäkerheten. Dessutom krävs omfattande investeringar i nya väteledningssystem, vilket gör att kostnaderna för att bygga väteledningar fortfarande är en stor ekonomisk utmaning. Flera undersökningar har visat att de initiala kapitalinvesteringarna för väteledningar kan vara upp till 68% högre än för traditionella naturgasledningar.

Vidare kommer lagring av väte att bli ett betydande hinder för dess framtida användning. Väteslagring kan göras antingen som gas i högtryckstankar (350-700 bar) eller som vätska vid extremt låga temperaturer (-252,8°C). Dessutom undersöks nya metoder för lagring genom adsorption på ytor eller absorption i fasta ämnen, men detta ligger fortfarande på forskningsstadiet.

Slutligen är det viktigt att förstå att användning av väte som bränsle inte är utan sina utmaningar. Tekniken för väteförbränning kräver noggranna justeringar av befintliga kraftverkskomponenter för att optimera prestanda och minska miljöpåverkan. Dessutom innebär de höga kostnaderna för både transport och lagring att väte som bränsle för storskalig användning fortfarande är föremål för omfattande forskning och utveckling. För att detta ska kunna bli en hållbar lösning på lång sikt, krävs både teknologiska framsteg och ekonomiska incitament för att driva på utvecklingen av väteinfrastruktur.

Hur kan väte lagras effektivt och säkert för industriella behov?

Vid lagring av väte för industriella användningar är det viktigt att beakta både den volymetriska och gravimetriska densiteten för att förstå hur mycket väte som kan lagras och hur lagringen påverkar energiåtgången. Enligt data från figur 8.12 är den volymetriska densiteten för väte vid 700 bar omkring 1,2 kWh/L. Det betyder att för att lagra två dagars vätebehov för en gaskombinationsanläggning skulle man behöva ett tankutrymme på 30 miljoner liter, motsvarande 30 000 kubikmeter. Dessutom måste tanken konstrueras av material som kan stå emot ett tryck på 700 bar, vilket ställer höga krav på både design och materialval.

För storskalig lagring av väte finns flera alternativ, där saltgrottor, uttömda olja- och gasfält eller akvifärer används som underjordiska lagringsutrymmen. Saltgrottor, även om de är dyrare, erbjuder en mycket lämplig lösning för att lagra väte på stor skala, och har använts under lång tid för lagring av naturgas och råolja för att balansera säsongsmässiga svängningar i efterfrågan. En saltgrotta kan rymma upp till 6 600 ton väte och representerar den mest kostnadseffektiva lösningen för lagring, med priser på mellan 10 och 36 dollar per kg lagrat väte. I USA finns det erfarenhet av drift av vätegrottor på några få ställen, främst i de saltgrottor som finns i Appalachians och Gulfkusten.

En annan typ av underjordisk lagring är byggandet av vertikala silon av stål eller betong, som kan vara "torra" eller "vattenkompenserade" för att hantera trycket. Dessa siloer kan rymma lagringsvolymer motsvarande 20 ton väte eller mer, men de kräver noggrant genomtänkta design- och byggspecifikationer. Kostnaden för att lagra väte i sådana siloer varierar mellan 1 000 och 2 000 dollar per kg väte. Värt att notera är att lagring i tryckkärl och stålrörsmoduler också är en möjlighet, men de är mer lämpliga för mindre volymer och har en kostnad som kan ligga på 2 000 dollar per kg väte.

Förutom underjordiska lösningar finns det också överjordiska lagringsmetoder, som att använda horisontella stålrörspipelines. Här är lagringen mycket beroende av placering och avstånd, med en kapacitet på cirka 4 ton väte per kilometer 24-tums pipeline. Denna metod, trots att den är mer flexibel än grottor, har ännu inte implementerats för lagring av väte vid 200 bar, och kräver en noggrant definierad pipeline-design och konstruktion.

När det gäller energiförbrukningen för vätekompression är det viktigt att förstå att det krävs mellan 5 och 20 % av vätes lägre värmevärde (LHV) för