Piroliza metanu na tle wybranych metod otrzymywania wodoru

• Autorzy: Markowski Jarosław , Wojtasik Michał

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2023.06.07

Warianty tytułu

EN

Methane pyrolysis against the background of selected hydrogen production methods

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Piroliza metanu jest alternatywną do reformingu parowego metodą przetwarzania metanu (gazu ziemnego) do wodoru. Największą różnicą między tymi technologiami jest brak emisji ditlenku węgla w przypadku pirolizy metanu, co biorąc pod uwagę konieczność sekwestracji tego groźnego gazu cieplarnianego w technologii reformingu parowego, powoduje, że piroliza metanu staje się metodą wysoce konkurencyjną, a zainteresowanie nią wśród koncernów paliwowych, firm chemicznych i petrochemicznych stale wzrasta. W niniejszym artykule przedstawiono porównanie wybranych istotnych, perspektywicznych metod otrzymywania wodoru z metodą pirolizy metanu (gazu ziemnego). W porównaniu uwzględniono takie metody jak: reforming parowy, elektroliza wody, piroliza biomasy, fotofermentacja czy gazyfikacja węgla kamiennego. Na podstawie wybranych dostępnych źródeł literaturowych przeanalizowano koszty wytworzenia wodoru poszczególnymi metodami, obejmujące nie tylko cenę surowców, koszt energii, zużycie wody, ale również opłaty za emisję gazów cieplarnianych, koszt dodatkowych surowców i procesów. Pokrótce nakreślono też zalety i wady wybranych metod otrzymywania wodoru. Przeprowadzono analizę ekonologiczną wytypowanych technologii wytwarzania wodoru. Przedstawione wyniki analiz ekonomicznych i ekonologicznych wykazały wysoką przewagę konkurencyjną pirolizy metanu (gazu ziemnego) między innymi nad reformingiem parowym oraz nad elektrolizą wody. Potwierdzeniem korzystnej oceny procesu termicznego rozkładu metanu (gazu ziemnego) jest rosnące zainteresowanie tą technologią wśród dużych zagranicznych koncernów. W artykule zaprezentowano przegląd postępów wybranych istotnych projektów inwestycyjnych, mających na celu budowę przemysłowych instalacji dekompozycji metanu (gazu ziemnego). Opisano rodzaj zastosowanej metody pirolizy przez każdą z firm prowadzących inwestycję w tym zakresie. Obecnie, według wiedzy autorów, żadna z instalacji nie produkuje wodoru metodą pirolizy metanu w skali przemysłowej, największych postępów dokonały firmy BASF, Hypro, Hazar i Gazprom.

EN

Methane pyrolysis is an alternative to steam reforming method of converting methane (natural gas) to hydrogen. The biggest difference between these technologies is the lack of carbon dioxide emissions in the case of methane pyrolysis, which, taking into account the need to sequester this dangerous greenhouse gas in steam reforming technology, makes methane pyrolysis a highly competitive method, and interest in it among fuel concerns, chemical and petrochemical industries is constantly increasing. This article presents a comparison of selected, prospective and important methods of hydrogen production using the method of methane (natural gas) pyrolysis. Methods such as steam reforming, water electrolysis, biomass pyrolysis, photofermentation and hard coal gasification were used for comparison. On the basis of selected available literature sources, the hydrogen production costs by methods were analyzed, including not only the raw materials price, the cost of energy, water consumption, but also fees for greenhouse gas emissions and the cost of additional raw materials and processes. The advantages and disadvantages of selected methods of hydrogen production are also briefly outlined. Econologic analysis of selected hydrogen production technologies is presented. The presented results of economic and econologic analyses showed a high competitive advantage of methane pyrolysis, among others, over steam reforming and water electrolysis. The positive assessment of the process of thermal decomposition of methane (natural gas) is confirmed by the growing interest in this technology among large concerns. The article presents an overview of the progress of selected significant investment projects aimed at the construction of industrial methane decomposition installations. The type of pyrolysis method used by each of the companies carrying out the investment in this area was described. Currently, according to the authors' knowledge, none of the installations produces hydrogen by pyrolysis of methane on an industrial scale, the most advanced progress is made by BASF, Hypro, Hazar and Gazprom.

Słowa kluczowe

PL

piroliza metanu; reforming parowy; czysty wodór

EN

methane pyrolysis; steam reforming; pure hydrogen

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2023
• Tom: R. 79, nr 6
• Strony: 428--435
• Opis fizyczny: Bibliogr. 43 poz.

Twórcy

autor

Markowski Jarosław

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

autor

Wojtasik Michał

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Abdin Z., Zafaranloo A., Rafiee A., Mérida W., Lipiński W., Khalilpour K.R., 2020. Hydrogen as an energy vector. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 120: 109620. DOI: 10.1016/j.rser.2019.109620.
• Bakken J.A., Jensen R., Monsen B., Raaness O., Wærnes A.N., 1998. Thermal plasma process development in Norway. Pure and Applied Chemistry, 70(6): 1223–1228. DOI: 10.1351/pac-199870061223
• Ball M., Weeda M., 2015. The hydrogen economy – Vision or reality? International Journal of Hydrogen Energy, 40(25): 7903–7919. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2015.04.032.
• Brockway P.E., Owen A., Brand-Correa L.I., Hardt L., 2019. Estimation of global final-stage energy-return-on-investment for fossil fuels with comparison to renewable energy sources. Nature Energy, 4(7): 612–621. DOI: 10.1038/s41560-019-0425-z.
• Choudhary T.V., Goodman D.W., 2002. CO-free fuel processing for fuel cell applications. Catalysis Today, 77(1–2): 65–78. DOI: 10.1016/S0920-5861(02)00233-X.
• Choudhary T.V., Sivadinarayana C., Goodman D.W., 2003. Production of COx-free hydrogen for fuel cells via step-wise hydrocarbon reforming and catalytic dehydrogenation of ammonia. Chemical Engineering Journal, 93(1): 69–80. DOI: 10.1016/S1385-8947(02)00110-9.
• Dincer I., 2012. Green methods for hydrogen production. International Journal of Hydrogen Energy, 37(2): 1954–1971. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2011.03.173.
• Dincer I., Acar C., 2017. Innovation in hydrogen production. International Journal of Hydrogen Energy, 42(22): 14843–14864. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2017.04.107.
• Drogin I., 1968. Carbon Black. Journal of the Air Pollution Control Association, 18(4): 216–228. DOI: 10.1080/00022470.1968.10469118.
• Galanov S.I., Zherlitsyn A.G., Medvedev Y.V., Sidorova O.I., Shiyan V.P., 2011. Production of a highly dispersed carbon material and hydrogen from natural gas in a microwave reactor with metallic catalysts. Russian Journal of Applied Chemistry, 84(6): 997–1002. DOI: 10.1134/S1070427211060176.
• Gazprom: innovations in environmental safety and efficient nature management. <https://www.gazprom.com/f/posts/49/676410/presentationen.pdf> (dostęp: styczeń 2023).
• Geißler T., Abánades A., Heinzel A., Mehravaran K., Müller G., Rathnam R. K., Rubbia C., Salmieri D., Stoppel L., Stückrad S., Weisenburger A., Wenninger H., Wetzel T., 2016. Hydrogen production via methane pyrolysis in a liquid metal bubble column reactor with a packed bed. Chemical Engineering Journal, 299: 192–200. DOI: 10.1016/j.cej.2016.04.066
• Geißler T., Plevan M., Abánades A., Heinzel A., Mehravaran K., Rathnam R.K., Rubbia C., Salmieri D., Stoppel L., Stückrad S., Weisenburger A., Wenninger H., Wetzel T., 2015. Experimental investigation and thermo-chemical modeling of methane pyrolysis in a liquid metal bubble column reactor with a packed bed. International Journal of Hydrogen Energy, 40(41): 14134–14146. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2015.08.102.
• Handwerker M., Wellnitz J., Marzbani H., 2021. Comparison of Hydrogen Powertrains with the Battery Powered Electric Vehicle and
• Investigation of Small-Scale Local Hydrogen Production Using Renewable Energy. Hydrogen, 2(1): 76–100. DOI: 10.3390/hydrogen2010005.
• International Energy Agency, 2009. World energy outlook. OECD/IEA.
• Interview Methane Pyrolysis – BASF. <https://www.basf.com> (dostęp: styczeń 2023).
• Jaworski J., Kukulska-Zając E., Kułaga, P., 2019. Selected issues concerning the impact of hydrogen addition to natural gas on the gas network components. Nafta-Gaz, 75(10): 625–632. DOI: 10.18668/NG.2019.10.04.
• Kellenbenz J., Klingler D., Bode A., 2017. Methane pyrolysis – Innovative process for the coupled production of hydrogen and carbon. Annual Meeting of the ProcessNet High Temperature Technology Group.
• Korolev Y.D., Frants O.B., Landl N.V., Geyman V.G., Zerlitsyn A.G., Shiyan V.P., Medvedev Y.V., 2009. Nonself-sustained microwave discharge in a system for hydrocarbon decomposition and generation of carbon nanotubes. IEEE Transactions on Plasma Science, 37(12): 2298–2302. DOI: 10.1109/TPS.2009.2032546.
• Król A., Kukulska-Zając E., Holewa-Rataj J., Gajec M., 2022. Hydrogen as part of the energy transformation. Nafta-Gaz, 78(7): 524–534. DOI: 10.18668/NG.2022.07.04.
• Lee D.H., 2015. Hydrogen production via the Kværner process and plasma reforming. [W:] Subramani V., Basile A., Nejat Veziroğlu T. (eds.). Compendium of Hydrogen Energy. Hydrogen Production and Purification: 349–391. Elsevier. DOI: 10.1016/b978-1-78242-361-4.00012-1.
• Lemus R.G., Martínez Duart J.M., 2010. Updated hydrogen production costs and parities for conventional and renewable technologies. International Journal of Hydrogen Energy, 35(9): 3929–3936. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2010.02.034.
• Machhammer O., Maaß H.-J., 2019. Hydrogen as the basis for mobility with a low carbon footprint: from a fundamental, technological, economic and ecological perspective. Springer Vieweg, Wiesbaden: 271–292. DOI: 10.1007/978-3-658-26528-1_16.
• McCoy M., 2015. Monolith Plans Shake-up Of Carbon Black World. Chemical & Engineering News, 93(20).
• Medvedev J.V., Levashkin A.G., Sorochan, D.V., 2018. Carbon And Hydrogen Production Technology From Natural Gas. Tomsk State University.
• Monolith Carbon Black facility. <https://monolith-corp.com> (dostęp: styczeń 2023).
• Muradov N.Z., 1993. How to produce hydrogen from fossil fuels without CO2 emission. International Journal of Hydrogen Energy, 18(3): 211–215. DOI: 10.1016/0360-3199(93)90021-2.
• Navas-Anguita Z., García-Gusano D., Dufour J., Iribarren D., 2020. Prospective techno-economic and environmental assessment of a national hydrogen production mix for road transport. Applied Energy, 259, 114121. DOI: 10.1016/j.apenergy.2019.114121.
• Nikolaidis P., Poullikkas A., 2017. A comparative overview of hydrogen production processes. Renewable and Sustainable Energy Reviews,67: 597–611. DOI: 10.1016/j.rser.2016.09.044.
• Patel K., Patel B., 2013. Biomass Gasification. PERP Report 2013S11, Nexant Thinking, San Francisco, CA.
• Poirier M.G., Sapundzhiev C.,1997. Catalytic decomposition of natural gas to hydrogen for fuel cell applications. International Journal of Hydrogen Energy, 22(4): 429–433. DOI: 10.1016/s0360-3199(96)00101-2.
• Pre-pilot testing yields strong improvements in Hazer Group’s „clean” process. <https://smallcaps.com.au> (dostęp: styczeń 2023).
• Pregger T., Graf D., Krewitt W., Sattler C., Möller S., 2008. Perspektiven solarthermischer Verfahren zur Wasserstofferzeugung. Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. (DLR), Stuttgart.
• Rodat S., Abanades S., Flamant G., 2011. Co-production of hydrogen and carbon black from solar thermal methane splitting in a tubular reactor prototype. Solar Energy, 85(4): 645–652. DOI: 10.1016/j.solener.2010.02.016.
• Shindell D., Smith C.J., 2019. Climate and air-quality benefits of a realistic phase-out of fossil fuels. Nature, 573(7774): 408–411. DOI:10.1038/s41586-019-1554-z.
• Steinberg M., 1998. Production of hydrogen and methanol from natural gas with reduced CO2 emission. International Journal of Hydrogen Energy, 23(6): 419–425. DOI: 10.1016/s0360-3199(97)00092-x.
• Steinberg M., 1999. Fossil fuel decarbonization technology for mitigating global warming. International Journal of Hydrogen Energy, 24(8):771–777. DOI: 10.1016/S0360-3199(98)00128-1.
• Voldsund M., Jordal K., Anantharaman R., 2016. Hydrogen production with CO2 capture. International Journal of Hydrogen Energy, 41(9):4969–4992. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.01.009.
• Wang Y., Wang C., Chen M., Tang Z., Yang Z., Hu J., Zhang H., 2019. Hydrogen production from steam reforming ethanol over Ni/attapulgite catalysts – Part I: Effect of nickel content. Fuel Processing Technology, 192: 227–238. DOI: 10.1016/j.fuproc.2019.04.031.
• Wolf M.A., Pennington D.W., Pant R., Chomkhamsri K., Pretato U., 2008. European Reference Life Cycle Database (ELCD). Database: 1–30.
• Zherlitsyn A.G., Shiyan V.P., Demchenko P.V., 2016. Microwave plasma torch for processing hydrocarbon gases. Resource-Efficient Technologies, 2(1): 11–14. DOI: 10.1016/j.reffit.2016.04.001.
• Akty prawne i dokumenty normatywne
• Patent No. EP3521241, 2021. Process and device for direct thermal decomposition of hydrocarbons with liquid metal in the absence of oxygen for the production of hydrogen and carbon.
• Patent No. RU2317943C2, 2005. Process of producing carbon and hydrogen from hydrocarbon gas and apparatus.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MEiN, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2022-2023).