La capacidad de exportación de gas natural licuado (GNL) ha despuntado en la última década, con grandes jugadores como Australia y Estados Unidos entrando al juego. Más de 500 mil millones de metros cúbicos de GNL se exportaron globalmente durante 2021, 44% adicional desde 2016, de acuerdo con la BP Statistical Review. No obstante, debido a que el rápido crecimiento seguirá adelante, existe la urgencia de reducir las emisiones de carbono relacionadas con la producción de GNL.
Las turbinas de gas de trabajo pesado que operan con gas natural son el eje de cualquier planta de GNL, brindando energía y compresión para transformar grandes volúmenes de gas natural en líquido. Si dichas turbinas pudieran trabajar con hidrógeno de bajas emisiones, con el nivel de confiabilidad que requiere la industria del GNL, sería un gran triunfo para el sector. Un nuevo acuerdo entre GE y Shell Global Solutions tiene la mira puesta sobre este objetivo.
Aprovechando su conocimiento experto en sistema de energía e hidrógeno, GE trabajará en el desarrollo de una solución de combustión a base de hidrógeno que reacondicione las turbinas de trabajo pesado clase B y E, como una vía potencial hacia la descarbonización de los proyectos de suministro de GNL de Shell. Y Shell, que también ha estado involucrada desde hace tiempo en el desarrollo y las aplicaciones de hidrógeno, está evaluando el desarrollo de la producción de hidrógeno en sitio. La meta es reducir la mayor fuente de emisiones de las plantas de GNL. Y esto es crucial, dado que se espera que el segmento global de GNL eclosione en próximos años, casi duplicando su tamaño para 2040.
“Esta es una gran apuesta hacia la descarbonización”, señala Fabien Codron, gerente de Producto para Hidrógeno en el portafolio de turbinas de gas de trabajo rudo de GE. Codron señala un desafío común para la expansión del hidrógeno: ofrecer un suministro de hidrógeno consistente a los lugares que lo demandan actualmente.
El Blue Hydrogen Process de Shell es una tecnología líder que puede suministrar el combustible con menor intensidad de carbono de su clase, con tecnologías y bloques de construcción probados comercialmente a gran escala, y que se han usado durante décadas en diversas industrias. Soluciones potenciales como ésta son las que alientan a un jugador del sector de energía como GE a acelerar su impulso a las soluciones de hidrógeno.
Reacondicionar las turbinas de gas natural para operar con hidrógeno requiere cierta experimentación para lograr que todas las partes móviles trabajen en armonía. El sistema de combustión original debe remplazarse por uno nuevo. Este nuevo combustor también debe ser capaz de reacondicionarse para turbinas de gas Frame 6B y Frame 7E en aplicaciones de generación de energía, las cuales operan actualmente con gas natural.
Pero el verdadero desafío está vinculado con el control de las emisiones de óxido de nitrógeno (NOx). Si bien es cierto que el hidrógeno no produce CO2 cuando se utiliza como combustible, al quemarse a altas temperaturas genera NOx.
“Conforme quemo más hidrógeno, mis emisiones de CO2 y CO se reducen. Pero, debido a que la flama es más reactiva y quema a una temperatura ligeramente más elevada, genero más NOx”, explica Jay Bryant, líder de Producto de turbinas de gas en GE. Por fortuna, GE cuenta con una serie de tecnologías para el control de NOx, entre las cuales la más importante es su solución seca de bajo NOx, o tecnología de precombustión DNL, la cual ayuda a restringir las emisiones de NOx a 25 partes por millón, el estándar del Banco Mundial. Al mismo tiempo, ayuda a que las turbinas clase B y E quemen a temperaturas menores.
Con más de 50 años de experiencia en el sector, Shell es un jugador clave en las operaciones de suministro de GNL en todo el mundo. El desafío operativo, explica Bryant, es conjugar toda esta tecnología al tiempo que se mantiene la confiabilidad.
“En un mundo perfecto, las plantas de GNL operan sin paros durante un año o más”, dice Bryant. Esto significa que una turbina de gas reacondicionada, que requiere apenas un toque de gas natural para arrancar en los primeros minutos, necesitaría operar con el mismo nivel de confiabilidad con hidrógeno. Como explica Bryant, con los barcos cargando y la producción de GNL superenfriado trabajando las 24 horas del día, los operadores no pueden permitirse un paro no planeado.
Una de las capacidades únicas de la solución DLN de GE es que puede operar sin agua. Y esto es crucial cuando muchas plantas de GNL en el mundo se encuentran en regiones áridas. “Si me encuentro en lugares donde no tengo acceso al agua o a un sistema de vapor para el control de emisiones, ¿de dónde voy a sacar el agua que necesito? Entonces, pese a que hoy tenemos soluciones ciento por ciento capaces, que dependen del agua o del vapor, contar con una solución seca igual de capaz es esencial para contribuir a la descarbonización de la industria de GNL”, señala Bryant.
La colaboración entre Shell y GE está por conformar el paquete completo: confiabilidad, bajas emisiones y la habilidad de poner al hidrógeno en el centro de la imagen, incluso en regiones desafiantes donde el agua es un recurso escaso. Codron añade que Shell necesita “una solución de combustión confiable, con alta disponibilidad y bajas emisiones de GE. Y este acuerdo nos pone en el camino para resolver el problema”.
