TERMIKA na tropie wodoru

Stan na dziś – poszukiwania i praktyka

GK PGNiG Termika od lat wykorzystuje wodór na własne potrzeby w dwóch zakładach: Ec Siekierki oraz Ec Żerań, gdzie jest zainstalowany elektrolizer. Nie jest to jednak obecnie zielony wodór. Zdajemy sobie sprawę, że zastosowanie odnawialnego wodoru w energetyce stworzyłoby nowe możliwości biznesowe dla całej branży, w tym GK PGNIG Termika SA. Już w 2021 r. braliśmy wspólnie z PGNiG Termika Energetyka Rozproszona (PTER) i Politechniką Wrocławską udział w konkursie prowadzonym przez Narodowe Centrum Badań i Rozwoju „Elektrociepłownia w lokalnym systemie energetycznym” z projektem Słoneczno-Wodorowa Lokalna Elektrociepłownia Krajowa. Projekt został umieszczony na 3 miejscu wśród rekomendowanych w pierwszym etapie, jednak nie zakwalifikował się do drugiego etapu. Zdobyte doświadczenie wykorzystujemy przy kolejnych projektach OZE.

Również w 2021 r. aplikowaliśmy o pomoc publiczną w ramach mechanizmu Important Projects of Common European Interest (IPCEI) czyli ważnych projektów stanowiących przedmiot wspólnego europejskiego zainteresowania z projektem: Innowacyjny system do produkcji zielonego wodoru przy wykorzystaniu bloku kogeneracyjnego w EC Siekierki i jego zagospodarowania w transporcie.

Niedawno uruchomiono blok gazowo-parowy w Elektrociepłowni Żerań w Warszawie, który jest przystosowany do współspalania wodoru. Zdaniem producenta już dziś możliwy byłby udział do 5% tego gazu w strukturze paliw. Nowy blok ma moc cieplną wynoszącą 326 MWt i moc elektryczną 494 MWe. Produkuje ok. 3,0 TWh energii elektrycznej oraz 1,9 TWh ciepła rocznie. W ciągu roku może spalić od 500 do 650 mln m³ gazu ziemnego. Oznacza to, że nawet przy zachowaniu wspomnianej proporcji byłby w stanie zużyć całoroczną produkcję wodoru w Polsce. Ale to nie jedyne ograniczenie – jeśli pokonamy wyzwanie związane z bezpiecznym magazynowaniem i transportem wodoru instalacje typu CCGT będą miały duże możliwości wykorzystania tego paliwa. Technologia rozwoju bloków gazowo-parowych dokonuje się niemalże w postępie geometrycznym. W związku z tym jesteśmy przekonani, że nowa jednostka, której budowę planujemy w najbliższych latach w Ec Siekierki będzie miała sprawność spalania H₂ w granicach 25% miksu gazowego.

Blok gazowo-parowy w Elektrociepłowni Żerań wyposażony jest w turbozespół gazowy M701F5 produkcji Mitsubishi Hitachi. W najnowszej jednostce z rodziny F zaimplementowano szereg rozwiązań sprawdzonych w rozwijanych równolegle (bardziej zaawansowanych) seriach G (w obrębie niskoemisyjnych komór spalania typu DLN chłodzonych powietrzem – GAC) i J (w obrębie układów chłodzenia łopatek turbinowych).

Największym wyzwaniem w zakresie współspalania wodoru w komorach typu DLN jest szybkość wstecznej propagacji płomienia. W przypadku spalania mieszanin gazu ziemnego i znacznej ilości wodoru możliwe byłoby cofnięcie się płomienia z komór spalania w kierunku ostatnich stopni sprężarki osiowej. Wprowadzenie wodoru wymaga zatem głębokich zmian w organizacji procesu spalania w turbozespołach gazowych.

Mitsubishi Hitachi na przestrzeni ostatnich lat prowadzi zaawansowane prace badawcze w obszarze współspalania wodoru – również w zakresie możliwości przystosowania istniejących jednostek. Producent twierdzi, że już dzisiaj układy spalania najnowszych zainstalowanych modeli przystosowane są do wprowadzenia kilkuprocentowej domieszki wodoru. Rozwój nowych technologii potwierdzono także testami pierwszego turbozespołu gazowego współspalającego wodór na poziomie ok. 30% mieszaniny paliwa. Kolejnym celem jest turbozespół gazowy (wodorowy) przystosowany do spalania czystego wodoru. Wyzwaniem logistycznym będzie zapewnienie zasobów do magazynowania dużych ilości wodoru, w celu zapewnienia ciągłości dostaw paliwa. Współspalanie wodoru niesie ze sobą wiele korzyści, w tym również tych związanych z redukcją emisji zanieczyszczeń. Jedynym produktem spalania wodoru jest para wodna. Współspalanie wodoru na poziomie 30% mieszaniny pozwala ograniczyć emisję dwutlenku węgla z poziomu ok. 340 g/kWh (konwencjonalny blok gazowo-parowy opalany gazem ziemnym wysokometanowym) do ok. 305 g/kWh. Redukcja emisji dwutlenku węgla wynosi zatem około 10%.

W drodze do wodorowej dolinki

Analizujemy również możliwość wykorzystania obszaru jednego z zakładów PGNIG TERMIKA i jego potencjału – poprzez możliwości lokalizacyjne, infrastrukturę do wyprowadzenia nowych mocy (farma PV, energia z urządzeń wykorzystujących wodór, kompetencje pracowników w zakresie testowania i promowania nowoczesnych technologii zeroemisyjnych) do objęcia znacznej części łańcucha wartości wodoru:

• produkcja energii elektrycznej OZE z farmy fotowoltaicznej;
• produkcja zielonego wodoru w procesie elektrolizy;
• krótkoterminowe magazynowanie wodoru i transport (ewentualne wykorzystanie synergii z GK ORLEN);
• końcowe wykorzystanie, wariantowo: produkcja energii elektrycznej i ciepła i/lub mobilność;
• zastosowanie magazynu energii elektrycznej z wykorzystaniem baterii elektrochemicznych.

W przygotowywanej strategii Grupy ORLEN zaproponowano szeroki zestaw działań związanych z europejską transformacją przemysłową, w tym m.in.: działania na rzecz czystego wodoru. Obecnie podejmowane inicjatywy to m.in. aktywny udział PGNiG TERMIKA w pracach Grup Roboczych Porozumienia Sektorowego na Rzecz Rozwoju Gospodarki Wodorowej. Podstawowym i najważniejszym celem Porozumienia, poza stworzeniem warunków i platformy współpracy na rzecz rozwoju technologii wodorowych i ich zastosowania jest maksymalizacja polskiego wkładu (z ang. local content) w łańcuchu realizacji zamówień na potrzeby budowy gospodarki wodorowej. Porozumienie jest także odpowiedzią na globalne wyzwania związane z przeciwdziałaniem skutkom zmian klimatu i w swojej treści proponuje szereg rozwiązań wpisujących się w transformację polskiej energetyki, zmierzających do obniżenia emisji gazów cieplarnianych i pyłów zawieszonych do środowiska. Posiadane przez PGNiG TERMIKA SA zasoby obszarowe pozwalają nam analizować zastosowanie rozwiązań umożliwiających produkcję zielonego wodoru z wykorzystaniem źródeł energii teraz z fotowoltaiki, czy w przyszłości z małych reaktorów atomowych.

Warunek powodzenia – technologie, sieci i magazyny

Wraz z rozwojem rynku OZE należy zmodernizować infrastrukturę sieciową, technologie magazynowania energii oraz rozbudować jednostki gazowe jako źródła regulacyjnie. W celu zwiększenia wykorzystania niskoemisyjnych lub bezemisyjnych źródeł energii, czyli wykorzystania w sieciach gazów syntetycznych, biogazu, biometanu i wodoru, należy zapewnić możliwości techniczne i regulacyjne zatłaczania tych gazów do sieci, ich transportu i magazynowania. Parametry techniczne istniejących sieci pozwalają dzisiaj  na wprowadzenie niewielkiego udziału gazów innych niż gaz ziemny w transportowanej mieszaninie. Jako cel stymulujący rozwój w tym obszarze wskazano osiągniecie do 2030 r. zdolności transportu sieciami gazowymi mieszaniny zawierającej ok. 10% gazów innych niż ziemny (gazy zdekarbonizowane: biometan, wodór). Aktualnie i perspektywicznie uwydatnia się potrzeba łączenia sektora elektroenergetycznego i gazowego oraz ciepłowniczego (z ang. tzw. Sector coupling). Niezbędny jest zatem rozwój technologii magazynowania, elektroenergetycznej i gazowej infrastruktury sieciowej oraz pojemności magazynowej gazu oraz podjęcie wspólnych działań przez operatorów OSPg i OSPe w celu optymalizacji pracy systemu elektroenergetycznego oraz gazowego, tak aby zapewnić warunki do w pełni efektywnej współpracy między tymi sektorami.

Aktualnie, najbardziej obiecującą metodą produkowania wodoru jest elektroliza wody, ale jednocześnie jest to metoda najdroższa W wyniku reakcji zachodzącej w elektrolizerze nie wytwarzają się żadne szkodliwe substancje uboczne, a więc można   przyjąć,   że   metoda   ta   jest   właściwie   bezemisyjna.   Warunkiem bezemisyjności jest jednak wykorzystanie energii elektrycznej pozyskanej z OZE.

Nie jesteśmy sami – polityka wodorowa multikoncernu

Zielony wodór zdecydowanie jest w centrum dyskusji o przyszłości polskiej energetyki. PKN ORLEN S.A. ogłosił niedawno aktualizację strategii Grupy Kapitałowej ORLEN do 2030 r. („Strategia”). Strategia koncernu zakłada kontynuację kierunków rozwoju, opublikowanych w 2020 r., wyznaczając nowe cele do 2030 r.:

W ramach inwestowania w nowe, perspektywiczne obszary wskazano:

• ponad 130 tys. t rocznie produkcji odnawialnego wodoru;
• produkcja paliw syntetycznych na poziomie ponad 70 tys. t rocznie;
• ok. 300 MW mocy zainstalowanej w blokach SMR (Małe Modułowe Reaktory Atomowe);
• rozbudowa infrastruktury do wychwytywania dwutlenku węgla CCUS – ok.3 mln t wychwyconych emisji dwutlenku węgla rocznie.

Planowane nakłady inwestycyjne całej GK PKN ORLEN („CAPEX”) w latach 2023- 2030 wyniosą ok. 320 mld PLN, z czego ok. 40%, czyli ok. 120 mld PLN przeznaczone zostanie na tzw. inwestycje zielone w tym wodór.

Łączne planowane wydatki inwestycyjne zdefiniowane w głównych celach operacyjnych i finansowych dla poszczególnych segmentów działalności Grupy Kapitałowej ORLEN (średnia 2023-2030) w kategorii „Nowa energetyka, odnawialne źródła energii” to 9,1 mld PLN Środki te GK PKN Orlen planuje przeznaczyć na:

• rozwój morskiej i lądowej energetyki wiatrowej, fotowoltaiki oraz energetyki wodnej;
• inwestycje w biogazownie i biometanownie oraz wsparcie budowy lokalnego łańcucha biogazu;
• budowa aktywów produkujących i dystrybuujących odnawialny wodór.

Źródło: PGNiG TERMIKA