De strategische rol van aardgas in de wereldwijde energiemix

De aardgascentrales leveren momenteel ongeveer een kwart van de wereldwijde elektriciteitsopwekking, waardoor zij in veel regio's de op één na grootste bron van elektriciteit na steenkool zijn. Dankzij hun operationele flexibiliteit kunnen zij snel op- en neergaan, waardoor zij een natuurlijke aanvulling zijn op variabele hernieuwbare bronnen zoals wind en zonne-energie. In tegenstelling tot steenkoolcentrales die uren nodig hebben om hun productie aan te passen, kunnen moderne gecombineerde gasturbines in minder dan 30 minuten van minimale belasting naar volledige capaciteit gaan. Deze respons heeft aardgas tot de voorkeursbrandstof voor het balanceren van elektriciteitsnetten gemaakt naarmate de hernieuwbare penetratie toeneemt.

Het milieuargument voor aardgas is historisch gebaseerd op de lagere koolstofintensiteit. Bij verbranding in een moderne gecombineerde fabriek, geeft aardgas ongeveer 350 .400 kg CO2 per megawatt-uur uit, vergeleken met 800 .900 kg voor steenkool. Deze ongeveer 55 procent vermindering van CO2 per eenheid elektriciteit heeft veel landen ertoe gebracht aardgas aan te nemen als overgangsbrandstof die steenkool kan verdrijven terwijl hernieuwbare infrastructuur opschalen. De Amerikaanse energiesector bijvoorbeeld, verminderde zijn CO2-uitstoot met ongeveer 15 procent tussen 2005 en 2012 voornamelijk door brandstof over te schakelen van steenkool naar aardgas, volgens de Energy Information Administration.

Maar de klimaatberekening rond aardgas is complexer dan een simpele vergelijking met steenkool. Aardgas is voornamelijk methaan, dat een aardopwarmingspotentieel heeft dat ongeveer 80 keer groter is dan CO2 over een periode van 20 jaar. Methaanlekkage langs de toeleveringsketen van bronkop naar energiecentrale branderpunt kan het klimaatvoordeel van het overschakelen van steenkool aanzienlijk ondermijnen of zelfs elimineren. Studies van het Milieubeschermingsfonds hebben lekkagepercentages gevonden in sommige productieregio's die aardgas erger zouden maken voor het klimaat dan steenkool over kortere tijdhorizons. Deze realiteit heeft het zoeken naar technologieën die emissies op het niveau van de installatie kunnen elimineren in plaats van alleen maar te vertrouwen op stroomopwaarts mitigatie.

Het emissieprofiel van een aardgascentrale

Een conventionele aardgas-combinatiefabriek produceert drie categorieën emissies die moeten worden aangepakt voor nulemissie. De primaire emissie is kooldioxide, die ongeveer 7,5% van de uitlaatstroom in een typische installatie omvat. De tweede categorie omvat criteria verontreinigende stoffen zoals stikstofoxiden en zwaveloxiden, die bijdragen aan smog en zure regen, maar al worden gecontroleerd door selectieve katalytische reductie en andere verontreinigingscontroles.De derde categorie is onverbrand methaan uit onvolledige verbranding, die een kleine maar milieu significante slip van hoge impact broeikasgassen kan zijn.

De emissievrije werking vereist dat alle drie de categorieën tegelijk worden verwijderd. Kooldioxide moet vóór de introductie worden opgevangen, de verbranding moet worden beheerd om nul of bijna nul NOx te produceren en methaanslip moet worden teruggebracht tot een verwaarloosbaar niveau. Opkomende technologieën benaderen deze eisen vanuit verschillende hoeken, waarbij sommige gericht zijn op het vangen van CO2 na verbranding en andere het herinbeelden van het verbrandingsproces zelf.

Koolstofopslag- en opslagtechnologieën

Na-verbrandingsopname

De meest volwassen benadering maakt gebruik van chemische oplosmiddelen, typisch amine-gebaseerde verbindingen die selectief CO2 van het rookgas absorberen. Het oplosmiddel wordt vervolgens verwarmd om een geconcentreerde CO2-stroom vrij te geven die kan worden gecomprimeerd en vervoerd voor opslag of gebruik. Verschillende commerciële projecten hebben aangetoond dat amine-gebaseerde afvang in aardgascentrales in Canada en de Verenigde Staten, het bereiken van afvangsnelheden van 90 procent of hoger.

De belangrijkste uitdaging met het vangen van de naverbranding is de energiestraf. De warmte die nodig is om het oplosmiddel te regenereren vermindert de netto-elektriciteitsproductie van de installatie met ongeveer 8 tot 12 procent, en de extra apparatuur voegt aanzienlijke kapitaalkosten toe. Laagdruk rookgas van aardgascentrales bevat ook ongeveer 4 tot 5 procent CO2, lager dan de 12 tot 15 procent die in kolengas wordt gevonden, wat betekent dat grotere hoeveelheden gas moeten worden verwerkt om dezelfde massa CO2 vast te leggen. Geavanceerde oplosmiddelen in ontwikkeling, waaronder fase-veranderingsmaterialen en enzym-gebaseerde systemen, streven ernaar om de regeneratie-energie te verminderen en tegelijkertijd een hogere afvangefficiëntie te bereiken.

Pre-combustion Capture en Allam Cycle

Voorverbrandingsopvang neemt een andere benadering door aardgas om te zetten in een mengsel van waterstof en CO2 voor verbranding, en vervolgens de CO2 te scheiden en alleen waterstof te verbranden. Het aardgas wordt hervormd met stoom om synthesegas te produceren, dat een watergasverschuivingsreactie ondergaat om de waterstofconcentratie te verhogen. De CO2 wordt vervolgens opgevangen met behulp van fysische oplosmiddelen of membranen, waardoor een waterstofrijke brandstofstroom wordt overgehouden die kan worden verbrand zonder extra CO2 te produceren. Deze aanpak kan een vangstsnelheid bereiken van meer dan 95 procent maar vereist een aanzienlijk andere installatieconfiguratie dan conventionele gecombineerde-cyclussystemen.

De Allam-Fetvedt-cyclus is een radicalere afwijking van conventionele verbranding. Dit systeem maakt gebruik van oxy-verbranding . Verbrandend aardgas met bijna zuivere zuurstof in plaats van lucht . en werkt met superkritische CO2 als de werkende vloeistof in plaats van stoom . De uitlaatstroom bestaat bijna volledig uit CO2 en water , waarbij de CO2 gemakkelijk gescheiden , gecomprimeerd en naar opslag wordt gestuurd terwijl een deel wordt gerecycled door de turbine . De cyclus bereikt hoge thermische efficiëntie terwijl de productie van een pijpleiding-ready CO2 stroom bij hoge druk , waardoor de noodzaak van afzonderlijke compressieapparatuur . Een 50-megawatt demonstratie-installatie in Texas heeft gevalideerd de technologie op commerciële schaal , en grotere projecten zijn in ontwikkeling .

Waterstof als een nul-koolstof brandstofweg

Waterstofverbranding in gasturbines

Het verbranden van waterstof in plaats van aardgas elimineert de CO2-uitstoot op het punt van verbranding, mits de waterstof zelf wordt geproduceerd door middel van koolstofarme methoden. Moderne gasturbines ontworpen voor aardgas kunnen worden aangepast om waterstof brandstofmengsels te verwerken, en verschillende fabrikanten hebben turbines geïntroduceerd die zijn beoordeeld voor 100% waterstof werking. De uitdagingen zijn het beheer van hogere vlamsnelheden en temperaturen die de vorming van NOx kunnen verhogen, evenals het aanpakken van materiaalimpregneren in componenten die onder druk aan waterstof zijn blootgesteld.

De verbrandingsdynamiek verschilt ook aanzienlijk met waterstof. De hogere vlamsnelheid en een breder ontvlambaarheidsbereik van waterstof vereisen wijzigingen in het branderontwerp om terugflitsen te voorkomen.De vlam propageert zich stroomopwaarts in het brandstofmondstuk. Droge lage NOx-verbrandingssystemen ontworpen voor aardgas kunnen niet effectief werken bij hoge waterstoffracties. Fabrikanten zoals General Electric, Mitsubishi Power en Siemens Energy hebben elk ontwikkelde verbrandingssystemen ontwikkeld die waterstofmengsels kunnen verwerken van 30 tot 100 procent, met demonstraties op grote schaal die op verschillende locaties in Europa en Noord-Amerika worden uitgevoerd.

Groene, blauwe en turquoise waterstofproductie

De uitstoot-impact van waterstofverbranding hangt volledig af van de manier waarop waterstof wordt geproduceerd. Groene waterstof wordt geproduceerd door elektrolyse met behulp van hernieuwbare elektriciteit, wat resulteert in nul emissies in de hele waardeketen. Blauwe waterstof wordt geproduceerd uit aardgas door middel van stoommethaan reforming of autothermische reforming met koolstofafvang, waardoor waterstof met 60 tot 85 procent lagere CO2-emissies dan directe aardgasverbranding. Turquoise waterstof gebruikt methaanpyrolyse om waterstof en vaste koolstof te produceren, waarbij CO2-productie volledig wordt vermeden als de proceswarmte afkomstig is van hernieuwbare bronnen of de koolstof permanent wordt opgeslagen.

Huidige economie sterk voorstander van blauwe waterstof, die kan worden geproduceerd op ongeveer $ 2 tot $ 3 per kilogram vergeleken met $ 5 tot $ 8 per kilogram voor groene waterstof. Echter, dalende hernieuwbare elektriciteitskosten en het verbeteren van de electrolyzer efficiëntie zijn snel het verkleinen van deze kloof. De Amerikaanse afdeling van Energie waterstof Shot programma heeft een doel van $ 1 per kilogram voor schone waterstof binnen een decennium, die waterstof verbranding economisch concurrerend zou maken met directe aardgas verbranding op een kosten-per-twaalf basis.

Blending en infrastructuurovergang

Een praktische strategie op korte termijn omvat het mengen van waterstof in bestaande aardgaspijpleidingen en verbrandingssystemen bij geleidelijk toenemende concentraties. De meeste studies geven aan dat mengsels tot 20 procent waterstof per volume minimale aanpassingen aan pijpleidingen, afdichtingen en eindgebruikersapparatuur vereisen. Deze aanpak stelt gasturbines in staat om onmiddellijk te beginnen met het verminderen van de emissies terwijl waterstofproductieschalen omhoog en speciale infrastructuur wordt gebouwd. Verschillende Europese gastransmissiesystemen hebben succesvolle tests afgerond met 20 procent waterstofmengsels in hogedruknetwerken, en projecten in het Verenigd Koninkrijk richten zich op 100 procent waterstofconversie in geselecteerde distributienetwerken tegen het midden van de jaren 2030.

Opkomende technologieën voor verbranding en systeemniveau

Vaste oxide-brandstofcellen geïntegreerd met gasturbines

Vaste oxide brandstofcellen zetten aardgas of waterstof rechtstreeks in elektriciteit door elektrochemische reacties in plaats van verbranding, waardoor elektrische efficiëntie boven 60 procent aanzienlijk hoger is dan de 40 tot 45 procent die typisch is voor eenvoudige gasturbines. Wanneer geïntegreerd met een gasturbine in een hybride configuratie, werkt de brandstofcel bij hoge temperatuur en druk, en de warmte en niet-reageerde brandstof uit de uitlaat worden verbrand in de turbine om extra vermogen te genereren. Deze hybride systemen kunnen bereiken totale efficiëntie naderen 70 procent terwijl de productie van een sterk geconcentreerde CO2-stroom die gemakkelijker te vangen is dan verdunde turbine-uitlaat.

Verschillende demonstratieprojecten hebben dit concept op megawatt schaal gevalideerd. De technologie staat voor uitdagingen in verband met celduurzaamheid, thermische fietsen en kosten, maar fabrikanten projecteren dat met volumeproductie geïntegreerde brandstofcelgasturbinesystemen tegen het einde van de 2020-jaren kostenpariteit met conventionele gecombineerde-cyclusinstallaties kunnen bereiken, terwijl bijna-nulemissies mogelijk zijn.

Chemische lussing verbranding

De chemische looping verbranding presenteert een andere aanpak die inherent gescheiden CO2 tijdens het verbrandingsproces. Het systeem maakt gebruik van een metaaloxide zuurstofdrager die circuleert tussen twee reactoren. In de splijtstofreactor, het metaaloxide geeft zuurstof vrij om het aardgas te verbranden, produceren van CO2 en waterdamp. Het gereduceerde metaaloxide wordt vervolgens teruggebracht naar een luchtreactor waar het wordt opnieuw geoxideerd met lucht, het genereren van warmte die een turbine kan drijven. Aangezien de brandstof en lucht nooit mengen, de CO2-stroom uit de brandstofreactor wordt niet verdund met stikstof, waardoor directe compressie en opslag zonder dure scheidingsuitrusting.

Laboratorium- en proefproeven hebben aangetoond dat chemische verbindingen met verschillende zuurstofdragers, waaronder ijzer, koper en nikkeloxiden, worden uitgevoerd. De technische uitdagingen zijn het handhaven van de mechanische integriteit van de zuurstofdragers gedurende duizenden cycli en het schalen van de reactorsystemen van piloot- tot commerciële grootte. Onderzoeksprogramma's in Europa en Azië richten zich op demonstratie-scale operaties binnen de komende vijf jaar.

Economisch en beleidskader voor gasfabrieken met nul-emissie

Overwegingen betreffende kapitaal en exploitatiekosten

De economie van de aanpassing van bestaande aardgascentrales voor nul-emissie werking varieert aanzienlijk per technologieroute. Post-verbranding koolstof capture voegt een geschatte $ 60 tot $ 90 per megawatt-uur aan de genivelleerde kosten van elektriciteit uit een gecombineerde-cyclus-installatie, volgens de International Energy Agency. De Allam cyclus en waterstof verbranding paden vereisen momenteel een nieuwbouw-installatie, met kapitaalkosten 20 tot 40 procent hoger dan conventionele gecombineerde-cyclus-installaties, maar met lagere incrementele operationele kosten. De kosten van CO2 vervoer en opslag voegt nog $ 10 tot $ 30 per megawatt-uur, afhankelijk van afstand en geologie.

Belastingkredieten en koolstofprijsmechanismen zijn essentieel om de kostenkloof te dichten. De Amerikaanse sectie 45Q belastingkrediet, die $85 per ton CO2 permanent opgeslagen in geologische formaties, kan compenseren een aanzienlijk deel van de afvangkosten. De EU emissiehandelssysteem, met koolstofprijzen fluctuatie in het bereik van $ 60 tot $ 100 per ton in de afgelopen jaren, verbetert op dezelfde manier de economie van de vangst ten opzichte van het betalen voor emissierechten. Analyse door de Clean Air Task Force suggereert dat met bestaande beleidssteun, nieuw gebouwde nul-emissie gascentrales kunnen bereiken kostenpariteit met ongecontroleerde gascentrales in koolstof-geconstrueerde regio's tegen 2030.

Voorschriften inzake regelgeving en infrastructuur

De Verenigde Staten hebben ongeveer 5.000 mijl CO2-pijpleidingen, die voornamelijk worden gebruikt voor verbeterde oliewinningsactiviteiten, maar een nationaal CO2-transportnetwerk van 50.000 tot 100.000 mijl zou nodig zijn om een aanzienlijke inzet van afvang te ondersteunen. Verschillende staten, waaronder Illinois, Indiana en Noord-Dakota, ontwikkelen actief regelgevingskaders voor CO2-pijpleidingen en porieruimtebezit voor geologische opslag.

Waterstofinfrastructuur biedt vergelijkbare uitdagingen. De specifieke waterstofpijpleidingen, opslaggrotten en eindgebruikersapparatuur moeten worden gebouwd om installaties te ondersteunen die op zuivere waterstof werken. Het Europese waterstof-backboneinitiatief heeft een plan opgesteld om tegen 2040 40.000 kilometer waterstofpijpleidingen te bouwen, waarbij productiecentra worden gekoppeld aan vraagpunten, waaronder elektriciteitscentrales. In de Verenigde Staten heeft het ministerie van Energie zeven regionale schone waterstofhubs geselecteerd voor financiering uit hoofde van de Infrastructure Investment and Jobs Act, waarvan er verschillende plannen zijn om waterstof aan gascentrales te leveren.

Het pad vooruit: Integreren van technologieën voor een koolstofvrij raster

Geen enkele technologie zal aardgascentrales als zodanig omzetten in een emissievrije installatie. Het meest waarschijnlijke scenario is een portfolio van oplossingen die worden ingezet volgens regionale omstandigheden en de kenmerken van de installaties. Bestaande installaties in de buurt van geschikte CO2-opslagreservoirs zullen waarschijnlijk worden uitgerust met systemen voor het opvangen van de uitstoot na verbranding. Nieuwe installaties die zijn gebouwd in regio's met een ontwikkeling van waterstofinfrastructuur zullen vanaf het begin worden ontworpen voor waterstofverbranding, die mogelijk gedurende een overgangsperiode op aardgas met koolstofafvang werken. De Allam-cyclus en brandstofcelhybriden zullen concurreren voor nieuwe toepassingen waar hoge efficiëntie en bijna-totale CO2-afvang worden gewaardeerd.

De tijdlijn voor de commercialisering wordt versneld. Het Net Zero van het Internationaal Energieagentschap in 2050 scenario omarmt de meeste nieuwe gasgestookte elektriciteitscentrales die na 2030 online komen en ontworpen zijn om koolstof-vangklaar of waterstof-geschikt te zijn. In 2040 vraagt het scenario om in wezen alle resterende gasgestookte elektriciteitscentrales te voorzien van koolstofafvang, werkend op koolstofarme waterstof, of beide. Om dit traject te bereiken, zijn duurzame investeringen in onderzoek en ontwikkeling, ondersteunende beleidskaders en de bouw van vervoer- en opslaginfrastructuur op een schaal die vergelijkbaar is met het huidige aardgaspijpleidingnetwerk nodig.

De mogelijkheid is groot. Aardgascentrales vertegenwoordigen een aanzienlijke bestaande investering in betrouwbare opwekkingscapaciteit. Als deze activa eerder koolstofvrij kunnen worden gemaakt dan vroegtijdig kunnen worden gepensioneerd, nemen de kosten van de energietransitie aanzienlijk af en blijft de betrouwbaarheid van elektriciteit behouden terwijl de hernieuwbare capaciteit blijft groeien. Opkomende technologieën, van geavanceerde oplosmiddelen en chemische lussen tot hogetemperatuurbrandstofcellen en superkritische CO2-cycli, maken deze koolstofvrijstelling technisch haalbaar.De resterende uitdagingen zijn voornamelijk economisch en institutioneel .

Aardgas zal gedurende decennia deel blijven uitmaken van het elektriciteitssysteem, maar de vorm zal veranderen. De gasgestookte elektriciteitscentrale van 2040 zal weinig gelijkenis vertonen met de huidige installaties. Het zal waarschijnlijk zijn CO2 vangen of waterstof verbranden, netto-nul bereiken of zelfs netto-negatieve emissies als gecombineerd met biomassa in hybride configuraties. Het zal werken in een strakkere coördinatie met hernieuwbare energie, het verstrekken van stevige capaciteit wanneer de zon niet schijnt en de wind niet waait. En het zal dat doen zonder afbreuk te doen aan de klimaatdoelstellingen die de transformatie van het wereldwijde energiesysteem aansturen.