NYPA et GE pilotent avec succès la modernisation de l'hydrogène dans une turbine à gaz aérodérivée

Un projet pionnier de turbine à gaz aérodérivée de GE visant à démontrer la combustion d'hydrogène dans le cadre d'une modernisation d'une centrale électrique au gaz naturel existante aux États-Unis a utilisé avec succès des mélanges de 5 % à 44 % d'hydrogène avec du gaz naturel - certains des volumes les plus élevés d'hydrogène mélangés dans une turbine à gaz commerciale.

Le projet mené par la New York Power Authority (NYPA), la plus grande organisation d'électricité publique de l'État du pays, et GE ont démontré la combustion du mélange hydrogène-gaz naturel sur une turbine à gaz LM6000 SAC dans la petite centrale électrique propre de Brentwood de 45 MW ouverte par la NYPA en 2001 dans le comté de Suffolk, Long Island, New York.

Un objectif clé de l'étude était de démontrer la capacité de fonctionnement en régime permanent de la turbine à gaz sur l'hydrogène, ainsi que d'identifier un impact sur les émissions de combustion sur les émissions de sortie de la turbine à gaz LM6000, y compris le dioxyde de carbone (CO2), l'oxyde d'azote (NOx) et le monoxyde de carbone (CO). Les résultats du test réussi, dévoilés le 23 septembre par les partenaires du projet, l'Electric Power Research Institute (EPRI) et GTI Energy, qui ont travaillé dans le cadre de l'Initiative sur les ressources à faible émission de carbone (LCRI) lancée en 2020 par les groupes de recherche, seront essentiels pour explorer l'intégration de l'hydrogène dans les centrales à turbines à gaz aérodérivées, qui sont largement utilisées pour fournir une puissance de pointe, ont déclaré les partenaires du projet.

Mais alors que le projet représente l'un des premiers projets de mélange d'hydrogène à grande échelle dans une usine à gaz existante aux États-Unis, il a également dévoilé plusieurs défis importants qui suggèrent que la combustion de l'hydrogène est encore loin d'être mise en œuvre dans une centrale à gaz compétitive.

Chez Brentwood (Figure 1), qui opère sur le marché de l'opérateur de système indépendant de New York (NYISO), ces défis incluent un manque d'accès au volume d'hydrogène nécessaire pour faire fonctionner l'usine, une expérience limitée de l'industrie pour faire fonctionner l'usine avec de l'hydrogène mélangé et des exigences de code restrictives. C'est pourquoi pour l'instant, la NYPA ne prévoit pas d'appliquer la technologie apprise du pilote pour poursuivre le projet à Brentwood ou dans l'une de ses autres centrales électriques au gaz, a déclaré vendredi l'organisation à POWER.

Les enseignements tirés du projet continueront cependant de jouer un rôle important, comme prévu, dans l'information des discussions des parties prenantes sur la faisabilité de l'hydrogène. Un avantage clé a été de fournir des informations, a déclaré Neva Espinoza, vice-présidente de l'approvisionnement énergétique et des ressources à faible émission de carbone chez EPRI. Le LCRI est déterminé à accélérer le développement et à démontrer les technologies à faible émission de carbone qui seront nécessaires pour aider les entreprises privées et les gouvernements à atteindre des objectifs de décarbonation de plus en plus ambitieux d'ici 2050, a-t-elle noté. "Alors que l'industrie et le gouvernement recherchent des solutions énergétiques innovantes, la démonstration de mélange d'hydrogène de la NYPA révèle de nouvelles perspectives avec des implications bien au-delà de New York", a-t-elle déclaré.

Le projet Brentwood découle d'un effort lancé en juillet 2021 par l'État de New York pour évaluer le rôle potentiel de l'hydrogène dans le remplacement des combustibles fossiles de la production d'électricité alors qu'il poursuit un objectif ambitieux de réduction de ses émissions de carbone de 85 % d'ici 2050. L'État cherche également à rendre obligatoire un secteur de l'électricité à zéro émission d'ici 2040 et à atteindre 70 % d'énergie renouvelable d'ici 2030, a noté le président et chef de la direction par intérim de la NYPA, Justin E. Driscoll. Le projet pilote, quant à lui, s'aligne sur la priorité de la vision stratégique de la NYPA de décarboniser ses usines de gaz naturel d'ici 2035 sans sacrifier la fiabilité du système électrique.

NYPA, une entité électrique publique autofinancée, possède 6,6 GW de capacité de production, dont 1,2 GW proviennent de centrales électriques au gaz et au pétrole qui fonctionnent à NYISO. Brentwood fait partie du portefeuille "Small Clean Power Plants" de la NYPA (Figure 2), qui comprend 11 centrales à gaz aérodérivées que l'entité a ouvertes en 2001 pour renforcer la sécurité énergétique de New York.

Driscoll a déclaré à POWER vendredi que l'objectif interne de la NYPA est maintenant de retirer ses actifs gaziers d'ici 2035, cinq ans avant l'objectif de l'État de 2040. Le projet de modernisation de l'hydrogène de Brentwood "était vraiment juste pour informer les autres dans l'industrie et le milieu universitaire pour savoir si cela pouvait être fait, comment l'usine tolérerait le mélange et quel serait l'effet sur les émissions", a-t-il déclaré.

En tant que société publique d'électricité engagée dans le progrès, la NYPA « ouvre la voie à New York en pilotant de nouvelles technologies qui peuvent aider à accélérer la transition énergétique propre de l'État de New York et informer l'industrie de l'électricité afin que nous puissions évoluer vers une économie sans carbone », a-t-il expliqué. "La décarbonisation du secteur de l'électricité nécessitera une approche collaborative à plusieurs volets, y compris l'utilisation de nouvelles technologies et de ressources énergétiques renouvelables supplémentaires."

Cependant, la NYPA s'est "engagée à retirer ces centrales, que l'hydrogène joue un rôle ou non", a déclaré Driscoll. « Nous n'avons aucun plan actuel pour utiliser l'hydrogène dans la transition de ces usines. Nous n'excluons certainement rien, mais nous n'avons aucun plan apparent pour tirer parti de cette étude et l'appliquer à nos actifs gaziers. site individuel, dit-il.

Comme Alan Ettlinger, directeur principal de la recherche, du développement technologique et de l'innovation à la NYPA, l'a déclaré à POWER, la fonction la plus importante du projet pionnier était de servir de banc d'essai préliminaire pour explorer la combustion de l'hydrogène, une voie très médiatisée pour décarboner l'énergie au gaz. Le consortium intersectoriel de l'industrie qu'il a convoqué continuera probablement d'appliquer les leçons apprises à d'autres initiatives futures, a-t-il déclaré.

Alors que New York en juillet a chargé la NYPA de diriger le projet pilote de combustion d'hydrogène, GE, en tant que fabricant d'équipement d'origine du LM6000, a fourni un système de mélange hydrogène/gaz naturel et a soutenu la planification et l'exécution du projet. Le LCRI, dirigé par l'EPRI, a aidé à la conception du projet et à l'évaluation technique. Parmi les autres partenaires figurent Sargent & Lundy, l'ingénieur architecte d'origine de l'usine de Brentwood, qui a servi d'ingénieur officiel pour le projet. Airgas, une entreprise d'Air Liquide, a fourni l'hydrogène renouvelable pour les tests, en s'approvisionnant auprès de l'usine d'Air Liquide à Bécancour, au Québec, qui est alimentée à 99 % par de l'énergie renouvelable. Fresh Meadow Power, a développé le système de tuyauterie qui achemine l'hydrogène vers le skid de mélange conçu par GE et, finalement, vers la turbine.

La planification - du concept initial à la mise en œuvre - a pris "un peu plus d'un an", y compris des mois de construction avec des retards de la chaîne d'approvisionnement et des vannes et composants spécialisés, et des mois de préparation des tests. La période de test réelle s'est étendue sur trois étapes sur huit semaines à partir de novembre 2021, a déclaré Ettlinger vendredi. "Nous nous sommes d'abord assurés que le système fonctionnait bien. Nous l'avons fait fonctionner au gaz naturel avec les modifications que nous avons apportées à l'usine, puis nous l'avons fait fonctionner avec un pourcentage d'hydrogène inférieur. Finalement, nous avons effectué le troisième test jusqu'à 44 %", a-t-il déclaré.

Ettlinger a noté que le plan initial de l'équipe était de tester des mélanges d'hydrogène jusqu'à 40 %. Cependant, alors que l'équipe se rapprochait de la fin des tests, elle disposait d'assez d'hydrogène et tous les systèmes fonctionnaient comme prévu ou mieux que prévu, a-t-il déclaré. La durée réelle des tests impliquant l'injection d'hydrogène "était plus proche de 12 heures", et le troisième test d'un volume d'hydrogène à 44% a duré "probablement quelques heures", a-t-il déclaré.

Pour GE, qui a déployé le LM6000 au début des années 1990, le projet est une autre validation significative du rôle important que l'hydrogène peut jouer dans la réduction des émissions de carbone provenant de la production d'électricité, tout en offrant une fiabilité et une flexibilité cruciales à l'évolution du réseau.

GE faisait partie d'une équipe qui, en mars, a mené un autre test pionnier pour brûler un mélange initial de 5 % d'hydrogène et de 95 % de gaz naturel dans une turbine à gaz GE 7HA.02 à la centrale à cycle combiné de 485 MW de Long Ridge Energy Terminal dans l'Ohio, un projet spécialement conçu pour passer du gaz naturel aux mélanges d'hydrogène et être finalement capable de brûler 100 % d'hydrogène.

Alors que GE a brûlé de l'hydrogène dans plusieurs modèles de turbines à gaz, le test de Long Ridge a marqué la première fois qu'une machine GE de classe HA a brûlé de l'hydrogène. GE est également le fer de lance des tests de combustion d'hydrogène dans d'autres modèles. L'année dernière, il a annoncé qu'il piloterait une centrale à gaz et à hydrogène bi-combustible de classe F dans la centrale électrique existante de Tallawarra B de 316 MW d'EnergyAustralia en Nouvelle-Galles du Sud, en Australie. En septembre 2021, Territory Generation, un service public du Territoire du Nord australien, a déclaré séparément qu'il installerait une turbine à gaz aérodérivée montée sur remorque GE TM2500 à la centrale électrique de Channel Island, à l'extérieur de Darwin, pour démontrer les mérites de la combustion d'hydrogène.

Le récent test à Brentwood marque une première grande étape pour la flotte d'aérodérivés de GE, mais c'est aussi un premier triomphe pour la capacité de GE à moderniser les capacités d'hydrogène sur sa flotte existante, a déclaré à POWER le Dr Jeffrey Goldmeer, directeur des technologies d'urgence chez GE Gas Power.

En raison de son histoire de plus de 60 ans dans la fourniture de technologies de turbines à gaz, plus de la moitié de la base installée mondiale de gaz provient de GE. Cela représente environ 7 000 turbines à gaz représentant plus de 800 GW de capacité installée dans plus de 120 pays.

La turbine à gaz aérodérivée GE LM6000, qui bénéficie désormais de trois décennies d'expérience opérationnelle, est une technologie à démarrage rapide et très efficace qui a été largement déployée pour les opérations de pointe. Aujourd'hui, il est parfaitement adapté pour soutenir l'équilibrage renouvelable. Dérivé du moteur d'avion CF6-80C2 à turbosoufflante à double flux de GE, le modèle de turbine à deux arbres et à cycle simple de 46,1 MW installé à Brentwood est toujours l'un des plus économes en carburant de sa catégorie de taille.

"L'unité LM6000 située dans les installations de Brentwood de la NYPA est un modèle PC, ce qui signifie qu'elle est configurée avec une chambre de combustion annulaire singulière (SAC)", a expliqué Goldmeer. « Il s'agit d'un système de combustion par diffusion qui utilise l'injection d'eau pour le contrôle des émissions de NOx. Les systèmes de combustion par diffusion ont généralement également la capacité de fonctionner à des niveaux d'hydrogène plus élevés.

Goldmeer a déclaré que le pilote de Brentwood ne nécessitait aucune modification de la turbine à gaz, à l'exception de l'instrumentation - capteurs de température et de pression dynamique - que GE a ajouté pour surveiller le système de combustion pendant le fonctionnement sur les mélanges d'hydrogène. "Pendant le fonctionnement sur le mélange hydrogène-carburant, le fonctionnement de la turbine à gaz était stable et les données de température et de pression dynamique n'indiquaient aucun changement significatif dans le fonctionnement de la turbine à gaz", a-t-il noté.

Dans l'ensemble, le test a démontré que "nous pouvons fonctionner avec des mélanges d'hydrogène et de gaz naturel et maintenir les émissions de NOx aux niveaux de permis existants" avec les technologies disponibles. À Brentwood, cela implique une chambre de combustion à injection d'eau et un post-traitement post-combustion qui comprend une réduction catalytique sélective (SCR), a déclaré Goldmeer.

C'est très prometteur, étant donné que l'énergie au gaz est sur le point de jouer un rôle plus important dans l'équilibrage des énergies renouvelables à mesure que la transition énergétique se déroule. "En termes plus généraux, nous aurons besoin d'actifs de production d'électricité dispatchables pour soutenir le réseau électrique avec une installation accrue de systèmes d'énergie renouvelable variables, c'est-à-dire éolien et solaire", a-t-il déclaré. "Les turbines à gaz aérodérivées à montée en puissance rapide qui sont capables de fonctionner avec des mélanges accrus d'hydrogène et de gaz naturel pourraient fournir une énergie dispatchable avec des émissions de carbone plus faibles qui soutiennent la fiabilité du réseau."

Selon les principales conclusions du LCRI dévoilées vendredi, la démonstration a montré des "tendances attendues", notamment que les émissions de CO2 ont diminué à mesure que les pourcentages de carburant hydrogène augmentaient. "A 47 MWe, les taux d'émission massique de CO2 ont été réduits d'environ 14% à 35% en volume de cocombustion d'hydrogène", note le rapport du LCRI.

De manière significative, dans des conditions d'état stable, les contrôles actuels des émissions post-combustion de l'usine, y compris les systèmes de catalyseur SCR et CO, ont pu contrôler les niveaux de NOx, de CO et d'ammoniac de la cheminée en dessous de ceux limités par son permis réglementaire Titre V du Département de la conservation de l'environnement de l'État de New York (DEC). La démonstration a permis d'atteindre les réductions sans "effets néfastes connus sur les opérations de la turbine à gaz", a déclaré la NYPA. "Ce résultat pourrait s'avérer important pour les exploitants de centrales électriques de commencer à tester et à utiliser des carburants à base d'hydrogène - visant à réduire la production de carbone d'une installation - avec des modifications minimales ou nulles des systèmes de la centrale."

L'étude a également exploré les impacts des émissions de NOx et de CO à la sortie de la turbine à gaz, en amont des systèmes catalytiques. Il a constaté qu'à des taux d'injection d'eau constants basés sur la combustion de gaz naturel, les niveaux de NOx à la sortie de la turbine à gaz augmentaient et les niveaux de CO diminuaient à mesure que le volume d'hydrogène dans le carburant mélangé augmentait. "En augmentant les taux d'injection d'eau à moins de 20 % en volume, les niveaux de NOx de sortie [de la turbine à gaz] ont été maintenus à un niveau constant alors que le carburant hydrogène augmentait à plus de 35 % en volume", indique le rapport. Cependant, à des niveaux d'hydrogène plus élevés, les niveaux de NOx ont augmenté jusqu'à 24 %.

Cela signifie que la co-combustion d'hydrogène pourrait obliger les opérateurs du LM6000 SAC à augmenter l'injection d'eau de manière presque linéaire avec le pourcentage d'hydrogène pour maintenir des niveaux stables de NOx à la sortie de la turbine à gaz. "Il est important de noter que cette observation d'augmentation de NOx est spécifique à la technologie LM6000 SAC et peut ne pas s'appliquer aux chambres de combustion sèches à faibles émissions", note le rapport.

Les niveaux de CO ont également diminué considérablement - jusqu'à 88 % - à mesure que le volume d'hydrogène augmentait pendant les tests, même avec l'augmentation des taux d'injection d'eau pour le contrôle des NOx. C'est une découverte importante qui implique que la cocombustion à l'hydrogène (en fonction des exigences de permis de cheminée) pourrait permettre aux unités LM6000 "de fonctionner sur une plage de charge plus large sans catalyseurs d'oxydation du CO ou avec des volumes réduits de catalyseur, réduisant potentiellement les coûts d'investissement et [d'exploitation et de maintenance]", indique le rapport.

Goldmeer de GE a souligné cette découverte comme un "excellent résultat". Cela signifie que la combustion d'hydrogène au LM6000 "a le potentiel d'augmenter la capacité de réduction conforme aux émissions, qui est normalement limitée par les émissions de CO", a-t-il déclaré. Les équipes d'ingénierie de GE "examinent actuellement les données pour déterminer quel type d'offre commerciale pourrait être incluse pour les usines qui ont intérêt à fonctionner avec des mélanges d'hydrogène et de gaz naturel", a-t-il noté.

Une autre découverte clé est que la flamme de la turbine est restée stable avec l'augmentation des niveaux d'hydrogène. De manière essentielle, "aucun changement significatif dans le fonctionnement [de la turbine à gaz] n'a été observé, tel que mesuré par les capteurs de température et de pression dynamique (qui surveillaient la dynamique de combustion) pendant le fonctionnement sur des mélanges d'hydrogène". Pendant la démonstration, le contrôle de la turbine à gaz était stable. Il n'a pas connu de déclenchements lors de variations de la composition du carburant, "à condition que le pouvoir calorifique inférieur (PCI) et les données de densité soient transmises au logiciel de contrôle au moment opportun".

Le LCRI a également proposé des éléments clés aux développeurs de projets souhaitant intégrer l'hydrogène dans leur parc de turbines à gaz existant. L'une consiste à utiliser une approche de conception collaborative "tôt" pour aider à identifier et à surmonter les défis d'intégration. Au projet Brentwood, le "grand nombre d'équipes impliquées dans différents aspects de conception de ce projet a créé des situations où le processus de conception progressait à des vitesses différentes pour chaque équipe. Cela a conduit à retravailler tard dans le processus de conception pour s'assurer que toutes les exigences de sécurité et opérationnelles étaient respectées", indique le rapport. Les concepts de conception doivent également tenir compte des considérations de permis, comme pour la National Fire Protection Association, et laisser suffisamment de temps pour les exceptions de permis, note-t-il.

Un deuxième défi crucial avec des implications techniques et commerciales pour les générateurs de gaz envisageant l'hydrogène comme carburant de remplacement consiste à maintenir un approvisionnement stable en hydrogène. Le projet Brentwood disposait de volumes adéquats d'hydrogène, qui a été transporté par camion sur des remorques, pendant les 12 heures cumulées au cours desquelles les tests ont été effectués. Cependant, l'équipe s'est efforcée de maintenir la stabilité de l'approvisionnement en hydrogène, nécessitant des ajustements manuels constants des régulateurs d'hydrogène situés séparément sur chaque connexion de remorque à hydrogène. "L'équipe a pu faire fonctionner le système avec une intervention manuelle importante qui a nécessité une surveillance et un ajustement constants pendant le test", indique le rapport. "Ce ne serait pas pratique pour le fonctionnement normal de l'usine."

Parmi les autres défis, citons la garantie d'une pression d'alimentation en gaz naturel adéquate, ce qui était inévitable à mesure que le taux d'hydrogène augmentait. "À mesure que le taux d'hydrogène augmentait, il était nécessaire d'augmenter la pression d'alimentation [en gaz naturel]. Cela s'est avéré augmenter efficacement la limite d'hydrogène pouvant être mélangé avec [du gaz naturel]", note le rapport.

Ces problèmes peuvent être surmontés par une étude plus approfondie. L'obstacle le plus important auquel l'industrie est confrontée si la combustion d'hydrogène alimentée au gaz doit prospérer consiste à se procurer un approvisionnement adéquat en hydrogène à grande échelle et des équipements pour le stocker. Ettlinger a noté que le plus grand réservoir américain connu contenant de l'hydrogène est le réservoir de stockage d'hydrogène de la NASA, qui contient 1,25 million de gallons d'hydrogène liquide. "L'hydrogène dans ce réservoir ne fournirait que quatre jours d'approvisionnement en hydrogène [à 100%] à Brentwood", a-t-il déclaré. "Encore une fois, pour revenir à l'un des grands thèmes, l'approvisionnement en hydrogène n'est pas quelque chose qui peut être ignoré. C'est un problème important à mesure que nous avançons."

Le LCRI a également mis en évidence des lacunes dans la base de connaissances fondamentale pour la co-combustion du LM6000 et a émis quelques recommandations pour les combler. Une recommandation notable concerne les démarrages à l'hydrogène. Alors que la turbine à gaz de la démonstration était toujours démarrée au gaz naturel, le LCRI a suggéré que les futures investigations devraient effectuer des démarrages avec une augmentation du carburant hydrogène. Ce sera la clé pour établir des limites de sécurité pour le démarrage, a-t-il déclaré.

—Sonal Patelest rédacteur en chef adjoint de POWER (@sonalcpatel, @POWERmagazine)

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