Fuente: https://www.powermag.com

Mitsubishi Power desarrolla una turbina de gas 100% apta para amoníaco

Mitsubishi Power está desarrollando una turbina de gas de clase de 40 MW que puede quemar directamente el 100% de amoníaco bajo una iniciativa que responde a las ambiciones de descarbonización global elevadas, así como a la hoja de ruta reciente de Japón para el combustible de amoníaco. 

La empresa de equipos de energía con sede en Yokohama, una subsidiaria de Mitsubishi Heavy Industries (MHI), dijo el 1 de marzo que tiene como objetivo la comercialización de la novedosa turbina de gas con capacidad de amoníaco, que se derivará de su serie H-25, «en o alrededor de ”2025. 

“Cuando se logre, será la primera turbina de gas comercializada del mundo que hará uso exclusivo de amoníaco como combustible en un sistema de esta escala”, dijo la compañía. La turbina de gas “ayudará en la promoción de la descarbonización de centrales eléctricas de pequeña y mediana escala para aplicaciones industriales, [y] en islas remotas”, dijo. 

Combustión directa de amoníaco por turbina de gas

El desarrollo es una nueva dirección notable para Mitsubishi Power. En el marco de su campaña “ Cambio de energía ”, la compañía está encabezando el desarrollo de tecnología de descarbonización específicamente orientada a su línea insignia de turbinas de gas avanzadas y, hasta ahora, ha logrado avances sorprendentes. 

En respuesta a la Estrategia Básica de Hidrógeno de Japón , la compañía en 2018 se propuso desarrollar una gran turbina de gas que pueda quemar 100% hidrógeno . Mientras Mitsubishi Power continúa trabajando en un proyecto piloto para  convertir una de las tres unidades, una turbina de gas M701F de 440 MW, en la planta de ciclo combinado de 1.3 GW Magnum de Vattenfall en los Países Bajos en hidrógeno renovable para 2023, su Mitsubishi con sede en Lake Mary, Florida El brazo de Power Americas en marzo de 2020 obtuvo su primer contrato para dos trenes de potencia M501JAC con capacidad de hidrógeno para reemplazar las unidades de carbón completadas en 1986 en el Proyecto de Energía Intermountain (IPP) de 1.800 MW en Utah.

En septiembre de 2020, lanzó dos paquetes de integración de hidrógeno estándar , «Hydaptive», que se centra en la integración del sitio de la planta de energía, que abarca desde los electrolizadores hasta las turbinas de gas, y «Hystore», que desarrolla los atributos de almacenamiento de hidrógeno. Y ese mismo mes, consiguió más contratos derivados de su capacidad de hidrógeno a partir de los desarrolladores para plantas de energía de gas propuestos en Virginia, Ohio y Nueva York , así como un contrato de integración de hidrógeno con Entergy Corp . En diciembre, el productor de energía canadiense Capital Power también ordenó dos turbinas M501JAC para recargar sus Unidades Genesee 1 y 2  en Alberta de carbón a gas natural. 

Mitsubishi Power ha dicho que debido a que su modelo de turbina de gas M501JAC integra una tecnología de combustor para abordar el retroceso (retroceso), la fluctuación de la presión de combustión y las emisiones de óxido de nitrógeno (NO _x ), el modelo de la serie J ya es capaz de quemar una mezcla de gas natural y hasta 30% de hidrógeno. Para llegar a una capacidad de hidrógeno del 100%, los desarrolladores de tecnología ahora están explorando la tecnología de combustión que permite una mezcla eficiente de hidrógeno y aire a través de un diseño de boquilla de suministro de combustible mejorado. El CEO de Mitsubishi Power Americas, Paul Browning, dijo en febrero a POWER que la compañía tiene como objetivo el desarrollo de tecnología de combustión 100% de hidrógeno para 2025.

Sin embargo, en conjunto, Mitsubishi Power (y MHI) también han estado estudiando sistemas de turbinas de gas que utilizan amoníaco como portador de energía. Desde 2017, como parte del Programa de Promoción Innovadora Estratégica del Gabinete Japonés y la Organización de Desarrollo de Tecnología Industrial y Nueva Energía (NEDO) de Japón, la compañía ha centrado sus esfuerzos en desarrollar un sistema que agriete térmicamente, utilizando calor residual, amoníaco (NH ₃ ) en hidrógeno y nitrógeno, y luego quema ese hidrógeno en una turbina de gas. 

Los documentos de la empresa sugieren que el enfoque puede ser más adecuado para turbinas de gas más pequeñas, debido a las características específicas asociadas con la combustión de amoníaco. Por ejemplo, debido a que el amoníaco tiene una velocidad de combustión baja, requiere una cámara de combustión mucho más grande. Y debido a que el amoníaco contiene nitrógeno, cualquier sistema que lo use como combustible deberá abordar el «combustible NO _x » que genera, dijo. Mitsubishi Power ha explorado la posibilidad de reducir el NO _x mediante la combustión en dos etapas, pero dijo que las turbinas de gas más grandes plantean «muchos problemas técnicos, como el aumento de tamaño y la complicación de la cámara de combustión». 

Sin embargo, el desarrollo de la turbina de gas con capacidad de amoníaco de 40 MW que se anunció esta semana sugiere que Mitsubishi Power está reconsiderando el enfoque de craqueo de amoníaco en varias etapas para explorar «un método para quemar directamente el amoníaco». 

Para abordar la producción de NO _x , que es provocada por la oxidación del componente de nitrógeno del amoníaco a través de su combustión, el sistema de turbina de gas comercializado por la compañía combinará la reducción catalítica selectiva (SCR) con “una cámara de combustión recientemente desarrollada que reduce las emisiones de NO _x ”, dijo. Luego, ese sistema se instalará en las turbinas de gas de la serie H-25 de la compañía (Figura 1), un modelo que Mitsubishi Power ha vendido comercialmente a empresas de servicios públicos y usuarios industriales desde 1988. 

El amoníaco genera interés como combustible

Como señaló Mitsubishi Power, la comercialización de una turbina de gas con capacidad de amoníaco «expandirá» su línea de «sistemas de generación de energía sin carbono». Sugiere que está surgiendo un mercado para el producto: «Se tiene la expectativa de que la introducción temprana de equipos de generación de energía a base de amoníaco en las compañías eléctricas y los proveedores de energía independientes (IPP) promoverá el uso futuro del amoníaco como combustible libre de carbono», dijo. 

El esfuerzo se basa en un reciente resurgimiento del interés en la idoneidad del amoníaco como combustible descarbonizado porque su combustión no produce dióxido de carbono, dióxido de azufre ni hollín. El interés por el amoníaco también aumenta debido a su potencial como portador de energía eficiente porque tiene una alta densidad de hidrógeno (17,8% en peso). Como el segundo químico más comúnmente producido (después del ácido sulfúrico) a nivel mundial, el amoníaco se utiliza hoy principalmente como fertilizante agrícola y en la producción de alimentos, materiales industriales, refrigerantes y aditivos, lo que significa que tiene una red de distribución global bien establecida. También se considera generalmente estable para el almacenamiento y transporte a largo plazo. 

Pero mientras que los esfuerzos para usar amoníaco en el sector energético se han explorado durante varias décadas, la recolección de energía a partir del amoníaco se ha visto limitada por varios desafíos. «Una preocupación es que el  amoníaco es tóxico e inflamable», señaló MHI. “Y si bien existen estándares y procedimientos, las habilidades de manejo requeridas no se conocen comúnmente fuera de los sectores que ya usan amoníaco y sus derivados”.

Otro desafío importante es que “la producción de hidrógeno verde a través de la electrólisis impulsada por electricidad renovable aún no es viable en comparación con la materia prima fósil convencional y, por lo tanto, también lo es la producción de amoníaco verde”, dijo la compañía. Sin embargo, aunque la mayor parte del amoníaco se produce actualmente a partir del gas natural, se están llevando a cabo varias iniciativas para producir amoníaco «renovable» mediante la conversión de hidrógeno verde en amoníaco. 

MHI ha sido notablemente activo en este frente. En noviembre, la compañía anunció una inversión en Hydrogen Utility (H2U), un desarrollador australiano de proyectos de hidrógeno y amoníaco ecológicos, y dijo que respaldará un estudio de ingeniería y diseño de front-end para el proyecto Eyre Peninsula Gateway de H2U en Australia del Sur, que es programado para comenzar la producción comercial de hidrógeno verde y amoníaco en 2023.

En noviembre, MHI también completó una inversión de capital en Monolith Materials, una empresa estadounidense que podría permitir la producción de hidrógeno y negro de humo a partir de metano. Monolith Materials, que ya opera una instalación de producción de negro de humo a escala comercial, Olive Creek 1, en Nebraska, planea comenzar a operar una segunda instalación para producir hidrógeno «turquesa» a través de su tecnología de pirólisis que utiliza energía renovable como fuente de calor. Mientras tanto, a principios de febrero, MHI anunció otra inversión en pirólisis de metano en la ronda de financiación de la Serie A para la puesta en marcha C-Zero .

Japón aumenta la generación de energía con amoníaco

La forma en que se utilizará el “amoníaco verde” también es un tema de creciente interés. Varios países han esbozado la ambición de integrar el amoníaco en su futuro sistema energético, incluso como combustible para pilas de combustible y motores de combustión interna. Japón, que lidera de manera prominente estos esfuerzos, prevé un papel sustancial para la generación de energía con amoníaco. Una descripción general actualizada de su estrategia de «crecimiento verde» emitida por el Ministerio de Economía, Comercio e Industria (METI) de Japón en febrero, por ejemplo, sugiere que la «generación total de energía de amoníaco» podría demostrarse para 2045. Una hoja de ruta asociada (Figura 2) también establece una vasta expansión de la cadena de suministro de amoníaco que convertirá al país en un exportador regional de combustible de amoníaco.  

La co-combustión de amoníaco-carbón ya ha sido demostrada hasta ahora en Japón, primero por Chugoku Electric en julio de 2017  en su Unidad 2 de Central Térmica Mizushima de 156 MW con una mezcla de combustible compuesta de 0.6% a 0.8% de amoníaco, y luego por  IHI Corp. en marzo de 2018  en una “instalación de combustión de gran capacidad” en la ciudad de Aioi, con una mezcla de combustible compuesta por un 20% de amoníaco. Otra empresa japonesa, JERA, anunció en noviembre que planea cerrar toda su flota de generación de energía de carbón supercrítico de 2,2 GW en Japón para 2030, y luego aumentar gradualmente la proporción de combustión mixta de combustibles fósiles a amoníaco e hidrógeno en plantas ultra-supercríticas.

Pero aunque la generación de energía con combustible de amoníaco basada en turbinas se introdujo a mediados de la década de 1960, y experimentó un resurgimiento relativo en la década de 1990, no se ha adoptado prácticamente como un combustible único para las turbinas. El gran avance de Japón llegó en 2016, cuando un equipo de investigación dirigido por Hideaki Kobayashi, profesor del Instituto de Ciencias de los Fluidos de la Universidad de Tohoku en Sendai, demostró la combustión de aire y amoníaco utilizando un sistema de turbina de microgas de 50 kW en el Instituto Nacional de Industrias Avanzadas. Ciencia y Tecnología. La cámara de combustión del equipo adoptó combustible NH ₃ gaseoso  y combustión por difusión para mejorar la estabilidad de la llama. 

Mientras tanto, aunque los esfuerzos de Mitsubishi Power para comercializar una turbina de gas 100% apta para amoníaco son notables, la compañía ya tiene competencia. IHI Corp. comenzó en octubre de 2020 pruebas de co-combustión en una turbina de gas de clase de 2 MW en su instalación de Yokohama Works (Figura 3), utilizando amoníaco “azul” (amoníaco producido a partir del gas natural) como combustible. 

El proyecto tiene como objetivo aumentar la proporción de co-combustión de amoníaco a más del 50% sobre una base de valor calorífico. “El proceso para producir amoníaco a partir del gas natural implica capturar las emisiones de dióxido de carbono usándolas para mejorar la recuperación de petróleo y para la captura y utilización de carbono”, dijo IHI. La compañía señaló que está llevando a cabo las pruebas de turbinas de gas en el marco de un programa encabezado por el Instituto de Economía Energética de Japón y Saudi Aramco Oil Co., que tiene como objetivo demostrar la viabilidad de la cadena de suministro de amoníaco azul.