Opracowanie modelu obliczania emisji GHG w cyklu życia biowodoru produkowanego w technologii (bio)metan do wodoru i węgla

• Autorzy: Rogowska Delfina

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2022.06.07

Warianty tytułu

EN

Development of the model for calculating GHG emissions in the life cycle of hydrogen produced by (bio)methane to hydrogen and to carbon technology

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Mając na względzie globalny trend poszukiwania paliw przyjaznych dla środowiska, w szczególności paliw niskoemisyjnych, zwrócono uwagę na technologię konwersji metanu do wodoru. W artykule przedstawiono sposób obliczania emisji GHG w cyklu życia biowodoru produkowanego poprzez pirolizę (bio)metanu. Technologia ta wydaje się przyszłościowa ze względu na fakt, że pozwala uzyskać zeroemisyjne paliwo. Podczas tego procesu otrzymuje się czysty wodór i stały węgiel. Węgiel może być wykorzystany przez wiele różnych gałęzi przemysłu, niekoniecznie jako paliwo. Zgodnie z dyrektywą 2018/2001 biopaliwo musi wykazać spełnienie założonego progu redukcji emisji GHG. Dlatego jest niezmiernie ważne, aby oceniać każdą nową technologię pod kątem emisyjności produktu. Obliczenia zostały przeprowadzone zgodnie z metodyką ustanowioną w dyrektywie 2018/2001, a w szczególności zgodnie z dokumentacją systemu KZR INiG. Do przeprowadzenia oceny przyjęto następujące założenia: model jednostki przetwórczej oraz dane wejściowe do tego etapu zaczerpnięto z danych literaturowych; przyjęto, że surowiec stanowi biometan produkowany z bioodpadów; obliczenia dla etapu pirolizy przeprowadzono jako obliczenia wartości rzeczywistych, natomiast dla pozostałych etapów cyklu życia biowodoru przyjęto wartości standardowe z dyrektywy 2018/2001. Badania wykazały, że wodór może osiągnąć poziom 69% redukcji emisji GHG w porównaniu z paliwem kopalnym (jako odpowiednik paliwa kopalnego wykorzystano wartość 94 gCO2eq/MJ). Jest to niewiele więcej niż wymagany próg 65%. Oznacza to, że podczas prac nad rozwojem tej technologii aspekty emisji GHG muszą być mocno brane pod uwagę.

EN

Bearing in mind the global trend of looking for environmental friendly fuels, in particular low carbon fuels, methaneto-hydrogen conversion technology was noticed. The process of calculation of life cycle GHG emissions from biohydrogen produced via (bio)methane pyrolysis was presented in the article. This technology seems to be future-proof in that it produces zero-carbon fuel. During this process, pure hydrogen and solid carbon are received. Carbon can be used in various branches of industry, not necessarily as fuel. According to the 2018/2001 Directive, biofuel has to achieve set GHG emission threshold. Thus it is extremely important to assess each new technology in terms of the emissivity of the product. The calculations were performed according to the methodology set out in the 2018/2001 Directive in particular according to the KZR INiG System documents. In order to carry out the assessment, the following assumptions were made: the model of the conversion unit and input data for this stage were obtained from literature data; the raw material was biomethane obtained from bio-waste; calculations for the pyrolysis stage were performed as actual values for the remaining stages of the life cycle of biohydrogen, the standard values from the 2018/2001 Directive were adopted. The research showed that hydrogen can reach 69% GHG emission saving in comparison to the fossil fuel (for the fossil fuel comparator the 94 gCO2eq/MJ values was used). This value is slightly higher the required threshold of 65%. It means that GHG emission aspects need to be carefully taken into account when developing this technology.

Słowa kluczowe

PL

LCA; biopaliwa; biowodór

EN

LCA; biofuel; biohydrogen

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2022
• Tom: R. 78, nr 6
• Strony: 468--478
• Opis fizyczny: Bibliogr. 28 poz., rys.

Twórcy

autor

Rogowska Delfina

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Antonini C., Treyer K., Streb A., van der Spek M., Bauer Ch., Mazzotti M., 2020. Hydrogen production from natural gas and biomethane with carbon capture and storage – A techno-environmental analysis. Sustainable Energy Fuels, 4: 2967–2986. DOI: 10.1039/D0SE00222D.
• Bareiß K., de la Rua C., Möckl M., Hamacher T., 2019. Life cycle assessment of hydrogen from proton exchange membrane water electrolysis in future energy systems. Applied Energy, 237:862–872. DOI: 10.1016/j.apenergy.2019.01.001.
• Berdechowski K., 2019. Analiza metod produkcji biowodoru pod kątem wielkości emisji GHG. Nafta-Gaz, 75(4): 230–235. DOI:10.18668/NG.2019.04.05.
• Biograce. Wersja 4a. (dostęp: październik 2021).
• Ciechanowska M., 2020. Strategia w zakresie wodoru na rzecz Europy neutralnej dla klimatu. Nafta-Gaz, 76(12): 951–954. DOI:10.18668/NG.2020.12.09.
• Das H.S., Chowdhury M.F.F., Li S., Tan C.W., 2021. Fuel cell and hydrogen power plants. [W:] Kabalci E. (ed.). Hybrid Renewable Energy Systems and Microgrids, 313–349. DOI: 10.1016/B978-0-12-821724-5.00009-X.
• EU Energy Day, 2021. <https://ec.europa.eu/info/news/successful-eu-energy-day-expo-2020-focuses-hydrogen-energy-transition-2021-nov-15_en?pk_campaign=ENER%20Newsletter%20November%202021> (dostęp: październik 2021).
• Gaz-System. <https://www.gaz-system.pl/strefa-klienta/sgt-gazociag-jamalski/parametry-charakteryzujace-jakosc-przesylanego-gazu/>(dostęp: październik 2021).
• Guidehouse, 2020. European Hydrogen Backbone. <https://ec.europa.eu/info/sites/default/files/energy_climate_change_environment/events/presentations/05.04_mf34_presentation-european_hydrogen_backbone-muthmann.pdf> (dostęp: listopad 2021).
• Kalendarz Chemiczny, 1954. Państwowe Wydawnictwa Techniczne,Warszawa.
• Li G., Wang S., Zhao J., Qi H., Ma Z., Cui P., Zhu Z., Gao J., Wang Y., 2020. Life cycle assessment and techno-economic analysis of biomass-to-hydrogen production with methane tri-reforming. Energy, 199: 117488. DOI: 10.1016/j.energy.2020.117488.
• Machhammer O., Bode A., Hormuth W., 2016. Financial and ecological evaluation of hydrogen production processes on large scale. Chemical Engineering and Technology, 39(6): 1185–1193. DOI:10.1002/ceat.201600023.
• MKiŚ, 2020. List intencyjny. <https://www.gov.pl/web/klimat/podpisano-list-intencyjny-na-rzecz-rozwoju-sektora-biogazu-i-biometanu-w-polsce> (dostęp: listopad 2021).
• MKiŚ, 220. Porozumienie sektorowe – gospodarka wodorowa.<https://www.gov.pl/web/klimat/porozumienie-sektorowe-gospodarka-wodorowa> (dostęp: listopad 2021).
• Pajda M., Mazela W., 2021. Efektywność produkcji FAME na podstawie wymagań normy ISO 14045:2012. Nafta-Gaz, 77(3):208–214. DOI: 10.18668/NG.2021.03.07.
• Postels S., Abánades A., von der Assen N., Rathnam R.K., Stuückrad S., Bardow A., 2016. Life cycle assessment of hydrogen production by thermal cracking of methane based on liquid-metal technology International Journal of Hydrogen Energy, 41(48): 23204–23212. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.09.167.
• Przedstawicielstwo KE w Polsce, 2021. <https://poland.representation.ec.europa.eu/news/fit-55-czyli-klimatyczna-zmiana-2021-06-18_pl> (dostęp: październik 2021).
• Rogowska D., 2017. Ocena wpływu czynników występujących na etapie uprawy na emisję GHG w cyklu życia bioetanolu. Nafta-Gaz, 73(2): 119–125. DOI: 10.18668/NG.2017.02.07.
• Rogowska D., Berdechowski K., 2013. Ocena wpływu sposobu alokacji emisji w procesie produkcji biopaliwa na wartość emisji gazów cieplarnianych. Nafta-Gaz, 69(3): 226–234.
• Rogowska D., Jakóbiec J., 2017. Wpływ danych źródłowych na szacowanie emisji GHG w cyklu życia paliw silnikowych – etap produkcji. Nafta-Gaz, 73(9): 660–667. DOI: 10.18668/NG.2017.09.05.
• SGS Inspire, 2021. Russia: Hydrogen Strategy foresees export of 2 million tonnes by 2035. <https://inspire.sgs.com/news/102970/russia-hydrogen-strategy-foresees-export-of-2-million-tonnes-by-2035> (dostęp: październik 2021).
• Wang Z., Fan W., Zhang G., Dong S., 2016. Exergy analysis of methane cracking thermally coupled with chemical looping combustion for hydrogen production. Applied Energy, 168(C): 1–12. DOI:10.1016/j.apenergy.2016.01.076.
• Weger L., Abanades A., Butler T., 2017. Methane cracking as a bridge technology to the hydrogen economy. International Journal of Hydrogen Energy, 42(1): 720–731. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.11.029.
• Wojtasik M., Markowski J., Krasodomski W., Żak G., 2021. Rozwój technologii pozyskiwania wodoru w procesie pirolizy metanu. Ocena stanu techniki oraz możliwości badawczych. Praca własna INiG – PIB, nr archiwalny: DK-4100-0001/2021. Archiwum Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego, Kraków.
• Akty prawne i dokumenty normatywne
• Draft Commission Implementing Regulation (EU) ... on rules to verify sustainability and greenhouse gas emissions saving criteria and low indirect land-use change-risk criteria. <https://eur-lex.europa.eu/legal-content/EN/ALL/?uri=PI_COM:Ares(2021)4234307> (dostęp: marzec 2022).
• Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/2001 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych, Dz. Urz. UE L 328/82.
• Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/28/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. w sprawie promowania stosowania energii ze źródeł odnawialnych zmieniająca i w następstwie uchylająca dyrektywy 2001/77/WE oraz 2003/30/W, Dz. Urz. UE L 140/16. System KZR INiG/8.
• pdf> (dostęp: listopad 2021).

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).