Vil lagre hydrogen på havbunnen – laget med strøm fra havvind

Prosjektet til TechnipFMC huker av mange bokser. Havvind. Hydrogen. Elektrifisering av sokkelen. Energilager. Omstilling av oljeindustri. Teknologioverføring.

Ved å bruke kompetansen som leverandør av undervannssystemer til oljeindustrien, jobber de med å utvikle et lager for hydrogen på havbunnen. Dette skal kunne brukes som mellomlager av hydrogen for elektrifisering av plattformer, eller til storskala hydrogenproduksjon ved hjelp av havvind.

Deep Purple, som prosjektet heter, har allerede tiltrukket seg stor interesse, og TechnipFMC er i gang med to konkrete prosjekter som skal se på bruk av teknologien.

Storskala hydrogenproduksjon fra havvind, i samarbeid med portugisiske EDP og elektrifisering av en oljeplattform på dansk sokkel, for operatør Total.

– Har utviklet seg enormt

Det startet med at en gruppe i TechnipFMC ønsket å finne nye anvendelser for kompetansen selskapet har på subseateknologi for olje og gass-næringen.

Marit Mork, som er prosjektleder for Deep Purple i TechnipFMC, forklarer at det startet i 2016, på Forskningsrådets idélab for havbaserte næringer. Det var her ideen om havvind, hydrogen og lagring på havbunnen kom på bordet.

Sammen med blant andre Sintef vant TechnipFMC midler til å videreutvikle ideen sin om et havbunnslager for hydrogen. Fire år senere er de i ferd med å sluttføre fase 2 av prosjektet, med en plan for hvordan teknologien skal kvalifiseres.

– Både havvind og hydrogen er markeder som har utviklet seg enormt siden vi startet for fire år siden. Nå er det generelt mye mer oppmerksomhet rundt dette, sier Mork til Teknisk Ukeblad.

Sintef er med som partner, i tillegg til tre industriklynger; Energy Valley, Hub for Ocean og GCE Ocean Technology.

Hydrogen fra overskuddsstrøm

Prosjektet er todelt. Den ene delen av prosjektet handler om storskala hydrogenproduksjon ved hjelp av havvind, hvor hydrogenet sendes i rør til bruker. Da vil også rørene kunne fungere som mellomlager.

Den andre delen handler om å produsere elektrisitet ved hjelp av havvind, som kan forsyne en plattform med ren strøm, og dermed erstatte bruken av gassturbiner, som har høye utslipp, helt eller delvis.

Når vinden blåser, vil de bruke overskuddsstrøm til å produsere hydrogen, som lagres på havbunnen. Når det er vindstille, konverteres hydrogenet tilbake til strøm og forsyner plattformen med elektrisitet fra lageret.

En egen installasjon tilknyttet havvindparken vil inneholde både elektrolysører og brenselcelle. Herfra sendes hydrogen ned til lageret, som har et trykk på 300-350 bar, via stigerør. Og motsatt, sendes hydrogenet opp igjen via samme rør, for å gjøres om til elektrisitet ved hjelp av brenselcellene.

Prosessen krever rent vann, og vannet som brukes må dermed gjennom et sjøvannbehandlingsanlegg, før det splittes i oksygen og hydrogen. Oksygenet slippes ut, men på sikt vil de også se på løsninger for bruk av denne.

Konverteringstap

Et sentralt aspekt er å vite når de skal produsere hydrogen og ikke. Når vann spaltes til hydrogen gjennom elektrolyse, og når det konverteres tilbake igjen, er det med betydelig tap av virkningsgrad.

– Vi vil ikke lagre mer hydrogen enn vi må, på grunn av tapet når vi konverterer frem og tilbake. Hydrogenproduksjonen gir en virkningsgrad på 70 prosent, mens tilbakeføringen har en virkningsgrad på 50-55 prosent. Når vi konverterer frem og tilbake på denne måten gir det altså en total virkningsgrad på 30-35 prosent, forklarer Mork.

Siden en stor del av strømmen fra havvinden vil brukes direkte, anslår de en total virkningsgrad på opp mot 70 prosent.

For å optimalisere balansen tar de utgangspunkt i vindprofilen på stedet, og ser hvor ofte og hvor mye det blåser, og dermed hvor mye elektrisitet som kan produseres direkte til bruker og hvor mye som må lagres.

– Så kan man jo da spørre seg hvorfor vi ikke heller lagrer energien i batterier. Svaret på det er at de energimengdene som må lagres for å håndtere sesongvariasjoner i vind er mye større enn de største batteriparkene i dag, opp mot 2000 MWt med energi, sier hun.

Unik løsning med kjente komponenter

Løsningene inneholder mye kjent teknologi, og det har også vært en del av motivasjonen i prosjektet. Å skape ny virksomhet og nye arbeidsplasser for fremtidens marked og industri, bygget på det de jobber med i dag.

– Løsningen er unik, men de ulike komponentene er i størst mulig grad kjent, understreker Mork.

Elektrolysører og brenselceller er begge deler kjent teknologi, men det er ikke brukt i særlig grad offshore. Dermed må teknologien tilpasses og kvalifiseres for bruk offshore. Det innebærer blant annet å se på vedlikeholdsintervallene.

Undervannslagring av hydrogen er nytt, og noe selskapet aldri har gjort før, men dette er et område hvor TechnipFMC har mye kompetanse.

– Så dette er ikke en stor utfordring. Subseateknologi kan vi, poengterer hun.

Her handler det om å finne løsninger for komponenter som er brukt til olje og gass, som nå skal brukes til hydrogen. Det er blant annet en del materialer som må gjennomgås, for å sikre at de tåler å eksponeres for hydrogen.

Så langt som mulig skal løsningen være mest mulig standardisert, med skalerbare moduler, og mulighet for parallelle moduler, slik at de kan tilpasses energibehov.

I dag tilbyr de i stor grad systemløsninger, og det er nettopp det de ønsker å bidra med også for denne teknologien.

Dyrere enn gassturbiner

Å elektrifisere olje- og gassinstallasjoner med havvind og hydrogenlager vil bli dyrere enn en å fortsette å bruke gassturbiner. I hvert fall med dagens CO2-avgift.

På norsk sokkel vil det være flytende havvind som er aktuelt, noe som drar opp prisen. Kan man bruke bunnfast vindkraft, som vil kunne være aktuelt for eksempel i dansk sektor, vil det bli betydelig rimeligere.

Løsningen basert på flytende havvind vil gi en forventet tiltakskostnad på 1500-2000 kroner per tonn CO2, basert på dagens kostnadsnivå., men er ventet å synke under 1000 kr per tonn i 2025.

– Det er vanskelig å konkurrere med ren gassturbindrift i dag. Men CO2-avgiften er ventet å øke, noe som vil gjøre en slik elektrifisert løsning mer attraktivt, påpeker Mork.

Havvind og hydrogenlager vil være et konkurransedyktig alternativ til landkabel for felt langt fra etablert strømnett, ifølge TechnipFMC.

Erstatter gass

Deep Purple-prosjektet har som nevnt to andre bekreftede prosjekter på gang. Det første er et samarbeid med Floating Power Plant, som har utviklet en plattform for flytende vind- og bølgekraft, hvor de skal se på løsninger for å elektrifisere en plattform på dansk sokkel.

Her jobber de med et konkret prosjekt for Total, hvor de skal finne en løsning for å levere stabil energi, ved hjelp av vindkraft, produksjon av hydrogen og mellomlagring – som skal erstatte gassturbinene på plattformen. Her ser de ikke på lagring av hydrogen på havbunnen, men lagring i et flytende understell.

– Danmark er fremst i verden på havvind og de har ambisiøse klimamål, om å redusere utslippene med 70 prosent innen 2030, så ting går veldig fort her. Derfor er det spennende å være med i Danmark, påpeker Mork.

Hun trekker også frem EU's planer om å satse tungt på grønn hydrogen fremover.

– Det vi jobber med passer veldig godt inn i EU's ambisjoner, det gjør det ekstra spennende å være med i dette prosjektet, sier hun, og viser til EU-kommisjonens mål om en fornybar hydrogenkapasitet på 40 GW om ti år.

Fleksible storskalaløsninger

Det andre prosjektet er i samarbeid med portugisiske EDP, Energias de Portugal, hvor de skal se på løsninger for storskala hydrogenproduksjon sammen med havvind. Her har de også med seg to portugisiske forskningsinstitusjoner og Universitetet i Sørøst-Norge.

– EDP er en av de største selskapene innen havvind i Europa, og de drifter mange vindparker, blant annet i Storbritannia. Derfor ser vi på fleksible løsninger, forklarer Mork.

Her er det først og fremst snakk om å bruke vindkraft til å produsere hydrogen i stor skala, for så å føre det i rørledninger til bruker, men de ser likevel på flere løsninger for transport av hydrogenet til markedet.

Klart i 2024

TechnipFMC jobber nå med å definere hva som skal skje i neste fase av prosjektet sammen med partnerne.

Veien videre i kvalifiseringsløpet blir en demo på land, hvor de skal bygge et anlegg, med blant annet elektrolysører og brenselceller, med simulering av vindturbiner for å teste kontrollsystem og samspillet mellom komponentene. Det vil gi løsninger og innsikt som er representativt for en fullskala løsning.

Deretter er planen å ha en storskala pilot ved kysten, slik at de kan kvalifisere utstyret for bruk offshore, før de vil se på muligheten for en pilot offshore.

Utviklingsplanen skal gjøre systemet klart for storskala installasjon i 2024.