L'Hydrogen Summit sottolinea le sfide e le opportunità nella compressione dell'idrogeno

La decarbonizzazione, sia essa promossa dalla legislazione o dagli obiettivi ESG aziendali, implica che la produzione e il trasporto dell'idrogeno potrebbero diventare una parte sempre più importante del mondo COMPRESSORTech2.

Ma ci sono ancora molte incognite su come utilizzare al meglio l'idrogeno e sui suoi effetti su tutto, dalla metallurgia alle prestazioni delle valvole , secondo i relatori del COMPRESSORTech2 Hydrogen Summit . L'evento, tenutosi a fine aprile a Houston, ha attirato oltre 140 partecipanti provenienti da diverse aziende, tra cui BP, Atlas Copco, Cook Compression, Dover Precision Components e molte altre.

Presentazioni al vertice

Note chiave

Jeff Falkiner, responsabile delle operazioni e della manutenzione ingegneristica – operazioni di trasmissione presso Enbridge Gas Inc. (EGI), ha aperto la conferenza con un discorso programmatico mattutino in cui ha evidenziato gli elementi ingegneristici chiave per la riconversione delle risorse di gas naturale in servizi di idrogeno miscelato .

Falkiner è responsabile del supporto ingegneristico per tutte le apparecchiature di compressione e ausiliarie nell'ambito delle operazioni di stoccaggio e trasmissione presso EGI, che includono un portafoglio di oltre 800.000 CV. Nel suo attuale ruolo, è profondamente coinvolto nelle valutazioni dell'impatto dell'idrogeno sulle apparecchiature di compressione e sulla loro idoneità .

Falkiner ha parlato di alcuni progetti sull'idrogeno di EGI, tra cui il progetto di miscelazione dell'idrogeno di Markham, Ontario, Canada, il primo progetto di questo tipo in Nord America.

Il progetto pilota da 5,2 milioni di dollari è una partnership con Cummins ed è stato avviato nel 2018 per contribuire a bilanciare la domanda e l'offerta di elettricità dell'Ontario, immagazzinando l'elettricità in eccesso della provincia come idrogeno puro fino al momento del bisogno.

A partire da gennaio 2022, l'idrogeno prodotto dall'impianto è stato immesso in una parte dell'attuale sistema di gas naturale di Enbridge Gas, che serve circa 3.600 clienti a Markham.

Ha sottolineato che l'azienda aveva bisogno di creare uno specifico programma di gestione operativa e dell'integrità per monitorare e quantificare la sicurezza e l'affidabilità della rete. Ha persino sviluppato e fornito programmi di formazione per i primi soccorritori, affinché sapessero come gestire il gas naturale miscelato.

Il discorso principale del pomeriggio è stato tenuto da Jacob Saletsky, un ingegnere che supporta il gruppo New Energy Ventures di Williams a Tulsa, Oklahoma. Saletsky supporta lo sviluppo e l'esecuzione di progetti incentrati sulla decarbonizzazione degli attuali impianti di raccolta, lavorazione e trasmissione del gas naturale, ed è anche coinvolto in tecnologie di transizione energetica come idrogeno, ammoniaca, cattura del carbonio, gas naturale rinnovabile, recupero del calore di scarto e solare su larga scala.

Ha osservato che i combustibili a base di idrogeno, come l'ammoniaca e il metanolo, presentano vantaggi rispetto ad altri percorsi di riduzione del carbonio, come la cattura del carbonio o la tecnologia di propulsione elettrica.

Ha anche parlato del recente test sul campo condotto nel Wyoming su un motore a pistoni Cooper 6V-250. Diverse percentuali di idrogeno, fino al 30%, sono state aggiunte al carburante del motore per studiarne gli effetti sulle emissioni di protossido di azoto, anidride carbonica, metano, NOX e altri inquinanti.

Al 100% della coppia motore, una miscela al 30% di idrogeno ha ridotto l'ossido di azoto di quasi il 25% rispetto al gas naturale puro, e di circa il 12% del metano. L'unico inquinante ad aumentare durante i test è stato l'NOX. Saletsky ha tuttavia affermato che è possibile ridurre l'NOX senza potenziare il motore, smagrindo ulteriormente il carburante, ma solo fino a un certo punto.

Gli altri relatori del summit hanno trattato un'ampia gamma di argomenti riguardanti l'idrogeno e il suo impatto sulle tecnologie utilizzate nella compressione del gas. Considerando che l'idrogeno è destinato a svolgere un ruolo fondamentale nel futuro mix energetico, questo è un evento da non perdere per chiunque sia coinvolto, a qualsiasi livello, nel settore della compressione del gas.

Tipi di compressore

Peter Roth, direttore dei prodotti PPI di Sundyne, ha parlato dei punti di forza e di debolezza dei diversi tipi di compressori per quanto riguarda l'idrogeno. Ad esempio, i compressori centrifughi possono gestire flussi di gas molto elevati e sono adatti per applicazioni in condotte, ricircolo ed essiccazione, ma hanno uno svantaggio: hanno rapporti di compressione moderati. I compressori a membrana non rilasciano idrogeno nell'atmosfera, ma non sono adatti per flussi più elevati. I compressori alternativi possono gestire flussi di gas maggiori, ma è possibile che il gas venga contaminato dai pistoni lubrificati a olio.

Oltre a Sundyne, ha lavorato con Siemens Energy, Rolls Royce Energy Systems e MAN Turbo & Diesel.

Il discorso principale del pomeriggio è stato tenuto da Jacob Saletsky, un ingegnere che supporta il gruppo New Energy Ventures di Williams a Tulsa, Oklahoma.

Marybeth McBain, Senior Sales Engineer di Elliott Group , ha parlato dei potenziali effetti sull'infrastruttura del gasdotto e del sistema di rifornimento per soddisfare la necessità di produrre, trasportare e stoccare idrogeno. Innanzitutto, è necessario un flusso volumetrico di idrogeno maggiore per ottenere l'equivalente energetico del gas naturale. Ciò potrebbe influire sul numero di stazioni di compressione necessarie o almeno sull'energia necessaria per movimentare il maggiore volume di gas.

Nella maggior parte dei casi, i requisiti di compressione dell'idrogeno sono simili dalla produzione al trasporto, richiedendo unità booster, compressori per il trasporto tramite condotte, compressione di stoccaggio ed eventualmente pompe o compressori per stazioni di rifornimento.

Nel suo attuale ruolo, McBain si occupa del mercato dei prodotti ingegnerizzati in Nord e Sud America, tra cui compressori per GNL, trasporto tramite condotte, compressori downstream/di raffineria e applicazioni per idrogeno e CO2 .

Burak Bekisli e Paul Modern hanno discusso le sfide associate alla compressione alternativa ad idrogeno ad alta pressione e non lubrificata. Bekisli è direttore dell'ingegneria dei materiali presso Dover Precision Components e Modern è ingegnere capo per i prodotti di controllo valvole e flusso presso Cook Compression. La loro presentazione ha affrontato alcune delle sfide associate alla compressione dell'idrogeno e illustrato come risolverle attraverso casi di studio.

Si afferma che il mercato dell'idrogeno è in evoluzione, trainato principalmente dagli obiettivi di decarbonizzazione. Molti considerano l'idrogeno un eccellente vettore energetico e mezzo di stoccaggio.

Le nuove applicazioni della compressione alternativa includono applicazioni di stoccaggio e trasporto, rifornimento di carburante e oleodotti. L'idrogeno, come noto, è intrinsecamente difficile da sigillare e, per ridurre al minimo le potenziali perdite, finiture e tolleranze sono fondamentali.

Hanno anche analizzato in modo approfondito i limiti dei materiali a base di PTFE nelle applicazioni dell'idrogeno, notando che sono meno applicabili a pressioni elevate.

Prove sul campo

Una presentazione di Jordan Smith e Hans Mathews della Cooper Machinery Services ha evidenziato gli esperimenti condotti dall'azienda sull'uso dell'idrogeno nei suoi motori a gas e i test sul campo di un motore integrale a bassa velocità e di grande diametro alimentato da una miscela di carburante a idrogeno al 30%.

Hanno notato che l'idrogeno ha una velocità di fiamma elevata, circa 10 volte superiore a quella del metano, che richiede un ritardo nell'accensione per evitare il fenomeno del "battito in testa".

L'azienda ha condotto un test sul campo con la Southern Star Gas Line Company su un motore-compressore integrale Cooper-Bessemer GMVH-12. I test finora sono stati considerati positivi: il motore a due tempi di grosso calibro, non modificato, è in grado di gestire circa il 30% di idrogeno in volume.

Hanno anche scoperto che anche piccole quantità di idrogeno aggiunte alla miscela di carburante possono portare a una riduzione delle emissioni. Hanno scoperto che l'idrogeno agisce come una leva di 2:1 sulla riduzione di CO e di 1,5:1 sulla riduzione di metano. L'aggiunta di idrogeno ha anche migliorato la velocità di riscaldamento del motore e la qualità della combustione.

D'altro canto, l'aumento delle emissioni di NOX richiede una strategia di mitigazione: la riduzione dell'anidride carbonica è inferiore a 1:1 per la riduzione del carbonio. E il flusso di carburante aumenta con l'aumento dell'idrogeno.

Mathews è entrato nel settore dei gasdotti e della compressione nel 1991 presso Tenneco, dove ha trascorso nove anni occupandosi di ingegneria, manutenzione e analisi prima di entrare in Hoerbiger nel 2000. Lì, è diventato vicepresidente senior e direttore generale del team Engineering Services (HES). HES è stata acquisita da Cooper nel 2020 .

Smith è vicepresidente per la sostenibilità e le tecnologie emergenti presso Cooper Machinery Services. È un veterano con 20 anni di esperienza nel settore della compressione, specializzato nella progettazione di tecnologie di riduzione delle emissioni per grandi motori di generazione di energia e di compressione di gas durante il suo periodo presso Cameron Inc. Ha ricoperto ruoli di ingegneria e gestione delle vendite e ha conseguito la certificazione PE in Colorado.

Joel Sanford, esperto senior del Technology and Innovation Group di Siemens Energy, ha parlato con Steve Chaykosky, esperto senior del Reciprocating Compressor Engineering Group di Siemens Energy.

I due hanno discusso delle prestazioni delle valvole, un elemento chiave per l'affidabilità e l'efficienza dei compressori alternativi. Hanno osservato che, sebbene l'idrogeno stia appena guadagnando attenzione in alcuni mercati, il gas è utilizzato da decenni in diversi settori. Le valvole Magnum di Siemens sono state utilizzate per la prima volta nelle applicazioni a idrogeno nel 1997 e sono progettate per resistere a pressioni differenziali e pressioni di scarico elevate e possono essere utilizzate in tutte le fasi di compressione.

Hanno presentato un caso di studio sui compressori di idrogeno di una raffineria statunitense. Tra il 2000 e il 2002, la flotta di 21 compressori della raffineria (con 50 cilindri in funzione continua) ha registrato una media di 16 guasti alle valvole all'anno. Per evitare tempi di fermo non programmati, l'azienda si limitava a far sostituire le valvole da una squadra di meccanici ogni tre o quattro settimane.

Utilizzando la stessa flotta di compressione, la raffineria ha installato le valvole Magnum nel 2003 e la maggior parte dei cilindri è stata dotata di valvole Magnum entro il 2007. Il numero di guasti alle valvole è sceso a una media di due all'anno.

Impatto dell'IRA

Dopo le presentazioni tecniche, i delegati hanno assistito a una tavola rotonda dal titolo "L'evoluzione della nostra infrastruttura energetica". Hanno preso parte Noureen Faizee, direttore strategia e crescita - idrogeno presso Worley; Luiz Soriano, responsabile vendite e sviluppo commerciale presso Siemens Energy; e Patrick McCalley, responsabile vendite e prodotti, economia dell'idrogeno - Americhe, presso NEA Group.

I relatori hanno parlato degli effetti dell'Inflation Reduction Act sugli investimenti di capitale in energie alternative e di cosa ciò potrebbe significare per la compressione dell'idrogeno. L'Inflation Reduction Act offre un credito d'imposta per la produzione di idrogeno , noto come credito d'imposta "45V", che sovvenziona sia gli investimenti nella produzione di idrogeno pulito sia la produzione di idrogeno stessa. Il valore del credito 45V aumenta con la diminuzione delle emissioni del ciclo di vita associate alla produzione di idrogeno.

Nel breve termine, l'aumento del credito d'imposta per la cattura e il sequestro del carbonio, un credito noto come "45Q", potrebbe anche avere un effetto significativo sulla riduzione delle emissioni associate alla produzione di idrogeno. Alcuni suggeriscono che i crediti d'imposta previsti dall'IRA siano già sufficienti a rendere la produzione di idrogeno da gas naturale con cattura e sequestro del carbonio competitiva con l'attuale produzione di idrogeno senza cattura e sequestro del carbonio.

COMPRESSORTech2 prevede di organizzare un altro Hydrogen Summit , probabilmente nella zona di Houston, nell'aprile 2024.