Chiny: wodór z węglowodorów – technologia i ekologia? 

Kiedy ludzie mówią o wodorze w Chinach, wiele osób od razu wyobraża sobie „zielony”. elektroliza. Ale rzeczywistość na ziemi, zwłaszcza na skalę przemysłową, jest wciąż inna. Główną objętością nadal jest wodór z węglowodorów i tutaj kryje się wiele niuansów, które często są przemilczane w raportach branżowych. Sam pracowałem przy kilku projektach konwersji metanu parowego i mogę powiedzieć: rozmowy o ekologii nie można tutaj sprowadzić do prostych sloganów. Jest to ciągły kompromis pomiędzy ekonomią, dostępną technologią i śladem węglowym, którym wszyscy tak bardzo się obecnie przejmują.

Baza technologiczna: nie tylko SMR

Tak, parowy reforming metanowy (SMR) to klasyk. Jednak w Chinach jest to wdrażane z uwzględnieniem lokalnych surowców. Często nie pracujemy z idealnym gazem ziemnym, ale z towarzyszącym mu gazem naftowym lub nawet gazem koksowniczym. Skład jest niestabilny, stąd ból głowy przy katalizatorach. Pamiętam projekt w Shanxi, gdzie ze względu na wysoką zawartość siarki w surowcach trzeba było całkowicie zmienić schemat obróbki wstępnej. Rozwiązania standardowe nie były odpowiednie; w efekcie opracowano system hybrydowy z adsorbentami na bazie tlenku cynku i zeolitów. Wydajność osiągnęła ten poziom, ale żywotność katalizatora konwersji jest nadal zmniejszona o 15%. Taka jest cena adaptacji.

Częściowe utlenianie (POX) to inna historia w przypadku ciężkich surowców. Technologia ta jest energochłonna i wymaga złożonej i drogiej jednostki tlenowej. Ale w niektórych przypadkach nie można się bez tego obejść. W jednej z rafinerii w Liaoning właśnie wprowadzano instalację POX do przetwarzania smoły. Główny problem nie dotyczył nawet procesu, ale towarzyszącego mu sprzętu - żaroodpornych stopów do reaktora i wymienników ciepła. Ciągłe problemy z korozją i erozją. Chińskie odpowiedniki nie zawsze wytrzymywały; trzeba było kupować drogie, importowane materiały, co początkowo zniweczyło korzyści ekonomiczne projektu.

Obecnie dużo szumu wokół reformingu autotermicznego (ATR) jako bardziej elastycznej technologii. Mówi się, że jest lepszy pod względem uzysku wodoru i emisji. Na papierze – tak. Jednak w praktyce kluczem jest precyzyjna kontrola stosunku tlenu/pary/wsadu. Najmniejsza awaria i zamiast optymalnego procesu zostaje albo sadza, albo nieprzekonwertowany metan. Widziałem próbę uruchomienia takiej instalacji na kompleksie pilotażowym. Układ sterowania został „naostrzony” w idealnych warunkach laboratoryjnych, jednak w rzeczywistości wahania ciśnienia w przewodzie gazowym wszystko zepsuły. Dopracowanie algorytmów zajęło miesiąc. Technologia jest zatem obiecująca, ale nadal wymaga dużo „docierania”. w polu.

Paradoks ekologiczny i sztuczka CCS

To jest główna przeszkoda. Produkcja wodoru z metanu nieuchronnie powoduje powstawanie CO2. Wiele. Dlatego teraz wszystkie projekty w Chinach, które twierdzą, że są „niskoemisyjne”, mają przedrostek „Gotowy na CCS?” lub „wychwytywany węgiel”. Ale gotowość to jedno, a faktyczne wdrożenie to drugie. Głównym problemem nie jest nawet technologia wychwytywania (choć jest droga), ale logistyka i magazynowanie. Gdzie powinien pójść ten CO2? W pobliżu fabryk nie ma zbyt wielu formacji geologicznych, które można by składować na skalę przemysłową.

Brał udział w ocenie projektówwodór z węglowodorówz pełnym cyklem CCS w Xinjiangu. Technicznie wszystko jest wyliczone: wychwytywanie 90%, rurociąg do transportu CO2 150 km do wyeksploatowanych złóż gazu. Ale gospodarka jest niepewna. Koszt za tonę wychwyconego i zakopanego CO2 pochłania wszystkie potencjalne zyski z „czystego” CO2. wodór. Projekt został ostatecznie zamrożony w oczekiwaniu na większe dotacje rządowe lub wyższe ceny uprawnień do emisji. Jak dotąd CCS w Chinach to bardziej projekt demonstracyjny niż masowa praktyka.

Kolejną kwestią są emisje pośrednie. Każdy liczy węgiel z samego procesu konwersji, ale często zapomina o „szarej” części. ślad z produkcji energii elektrycznej na potrzeby pracy sprężarek, pomp, układów sterowania. Jeżeli elektrownia zlokalizowana jest w regionie, w którym sieć jest podłączona do węgla, wówczas ogólny obraz emisji pogarsza się o 20-25%. Dlatego obecnie przy projektowaniu coraz częściej korzystają z własnych instalacji OZE, choć w części pokrywają potrzeby. Ale to znowu podnosi cenę.

Sprzęt i lokalizacja: gdzie teraz jesteśmy?

Wcześniej kluczowy sprzęt – reformery, sprężarki Syngas, systemy PSA – był aktywnie kupowany od Linde, Air Products, Topsoe. Obecnym trendem jest pełna lokalizacja. Chińscy producenci osiągnęli już dobry poziom w produkcji kolumn gazu syntezowego, wymienników ciepła i układów sterowania. Jednak nadal występują trudności z katalizatorami i niektórymi specjalnymi stopami do stref o wysokiej temperaturze.

Praca zChengdu Yizhi Technology Co.(jest to instytut projektowy stworzony przez Huaxi Technology), zaobserwował ich podejście. Nie tylko powielają gotowe rozwiązania, ale często dostosowują pakiety technologiczne pod konkretne surowce Klienta. Ich strona internetowayzkjhx.ruto tak naprawdę portfolio takich niestandardowych projektów. Mają swój własny rozwój - wielowarstwowy katalizator konwersji metanu o zwiększonej odporności na zatrucie siarką. Wdrożono na instalacji w Syczuanie. Wyniki nie są złe, ale znowu jak na warunki idealne. Przy nagłych zmianach obciążenia aktywność spadała szybciej niż w przypadku importowanego analogu. Odnotowano postęp, ale nadal musimy pracować, aby osiągnąć pełny parytet.

Ciekawym przypadkiem jest zastosowanie gotowych instalacji modułowych małej i średniej mocy. Jest to trend w kierunku zdecentralizowanej produkcji wodoru, np. na stacje benzynowe. Bardzo aktywne są tu chińskie firmy, w tym Yizhi Technology. Zmontowane, podłączone, uruchomione. Jednak niezawodność takich „gotowych” rozwiązań podczas surowych zim w północnych Chinach lub przy wysokiej wilgotności na południu to duże pytanie. Częste postoje konserwacyjne i wymiana filtra. Niezawodność jest nadal gorsza niż w przypadku dużych kompleksów stacjonarnych.

Półprodukty: rola gazu syntezowego

Często pomija się fakt, że produkcja wodoru nie zawsze jest celem końcowym. Gaz syntezowy sam w sobie jest cennym surowcem. W Chinach, gdzie panuje potężny przemysł chemiczny, ma to ogromne znaczenie. Wiele projektów początkowo pomyślanych jest jako produkcja elastyczna: dziś maksymalizujemy uzysk wodoru dla rafinerii, jutro przełączamy na produkcję metanolu lub amoniaku.

Spotkałem się z sytuacją, że w związku ze zmianą warunków rynkowych (spadły ceny wodoru, wzrosły ceny metanolu) konieczna była pilna zmiana systemu operacyjnego. Nie była to zwykła konfiguracja, ale fizyczna wymiana wkładów w układzie dokładnego oczyszczania wodoru (PSA) i ponowna regulacja układu sprężarki. Przestój trwał prawie miesiąc. Teraz przy projektowaniu nowych instalacji wbudowana jest znacznie większa elastyczność, ale to znowu oznacza wzrost kosztów kapitałowych.

Kolejnym aspektem jest czystość wodoru. Ogniwa paliwowe wymagają najwyższego stopnia oczyszczenia (do 99,999%). Osiągnięcie tego przy użyciu surowców węglowodorowych jest trudne i kosztowne. Główne zanieczyszczenia – CO i CO2 – są truciznami dla katalizatora ogniwa paliwowego. Standardowe metody adsorpcji nie zawsze dają pożądany rezultat. Trzeba połączyć: konwersję wysokotemperaturową, potem konwersję niskotemperaturową, potem PSA, a czasami także separację membranową. Każdy kolejny etap to strata ciśnienia, energii i oczywiście pieniędzy. Zatem „wodór do transportu?” z metanu nie może jeszcze konkurować cenowo z tym samym wodorem do rafinacji ropy naftowej, gdzie wymagania dotyczące czystości są niższe.

Patrząc w przyszłość: co stanie się z tym segmentem?

Pomimo całego szumu wokół zielonego wodoru, szare i niebieskie linie węglowodorów będą dominować w Chinach przez długi czas. Powodami są infrastruktura, koszty i, co najważniejsze, dostępność surowców. Pytanie brzmi, jak sprawić, by proces ten był akceptowalny z ekologicznego punktu widzenia. Myślę, że przyszłość nie leży w jednym przełomie, ale w zestawie środków: stopniowym wprowadzaniu CCS tam, gdzie jest to uzasadnione geograficznie i ekonomicznie; hybrydyzacja z odnawialnymi źródłami energii do zasilania instalacji; oraz ciągła praca nad wydajnością katalizatorów i obwodów termicznych w celu zmniejszenia zużycia surowców i energii na jednostkę produktu.

Wiele będzie zależeć od polityki ustalania cen emisji dwutlenku węgla. Jeśli koszt emisji CO2 stanie się znaczący, ekonomika projektów zmieni się radykalnie. Obecnie wiele decyzji podejmowanych jest w oparciu o krótkoterminową ekonomię, a nie długoterminową ekologię.

Osobiście jestem sceptyczny co do rychłego całkowitego porzucenia surowców węglowodorowych na rzecz wodoru. Raczej zobaczymy jego niszę. Duże, nowoczesne, ewentualnie hybrydowe (częściowo wykorzystujące biometan) kompleksy w pobliżu ośrodków konsumpcji lub składowisk CO2. Natomiast dla odległych lub małych odbiorców opracowane zostaną elektrolizery zasilane odnawialnymi źródłami energii. Jednak baza – przemysł chemiczny, rafinacja ropy naftowej – pozostanie oparta na technologiach konwersji metanu i jego analogów przez kolejne 20-30 lat. Najważniejsze, żeby nie przemilczać problemów, ale uczciwie nad nimi pracować, biorąc pod uwagę wszystkie koszty, także środowiskowe.