Разработка и моделирование технологической схемы установки паровой конверсии метана с кислородным сжиганием топлива и улавливанием углекислого газа

Введение. Наиболее распространенной технологией производства водорода является паровая конверсия метана. Ключевым недостатком конверсии считаются существенные выбросы углекислого газа в атмосферу, обусловленные наличием сжигания природного газа в воздухе в печи риформера. Решить данную проблему возможно за счет перехода на кислородное сжигание органического топлива. В настоящей работе представлены результаты разработки новой технологической схемы установки паровой конверсии метана. Выполнен сравнительный анализ разработанной схемы энергетических и экологических характеристик с ближайшим аналогом: установкой паровой конверсии метана с моноэтаноламиновой очисткой уходящих газов.

Метод. Для проведения термодинамического анализа вариантов технологических схем с использованием программного пакета Aspen Plus разработаны математические модели. Модели включают последовательно решаемые уравнения процессов кислородного горения топлива и реакции: парового риформинга, водяного сдвига и абсорбции моноэтаноламином. При моделировании учитывалась возможность протекания двух побочных реакций: паровой конверсии монооксида углерода и углекислотной конверсии метана. Для определения термодинамических свойств веществ использовалась база данных NIST REFPROP.

Основные результаты. По результатам термодинамического анализа установлено, что для предложенной технологической схемы установки паровой конверсии метана с кислородным сжиганием топлива повышение температуры с 850 до 1050 °С приводит к снижению массового расхода природного газа на 14,4 %. При этом оптимальная с термодинамической точки зрения температура в риформере, равная 950 °С, обеспечивает возможность достижения значения коэффициента использования теплоты топлива на уровне 79,2 %. Результаты сравнения энергетических и экологических характеристик двух рассматриваемых установок паровой конверсии метана позволили прийти к выводу, что предложенная схема с кислородным сжиганием топлива имеет два преимущества по сравнению со схемой с улавливанием углекислого газа абсорбцией моноэтаноламином: более высокая энергоэффективность (коэффициент полезного действия нетто выше на 2,12 %), более низкие выбросы парникового газа (выбросы ниже в 14,5 раз).

Обсуждение. Предложенная технологическая схема, а также разработанные математические модели могут быть использованы при разработке высокоэффективных установок паровой конверсии метана с минимальными выбросами вредных веществ в атмосферу.

1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года: Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 г. № 1523-р [Электронный ресурс]. URL: http://static.government.ru/media/files/w4sigFOiDjGV DYT4IgsApssm6mZRb7wx.pdf, свободный. Яз. рус. (дата обращения: 21.10.2024).

2. Kindra V., Maksimov I., Oparin M., Zlyvko O., Rogalev A. Hydrogen technologies: a critical review and feasibility study // Energies. 2023. V. 16. N 14. P. 5482. https://doi.org/10.3390/en16145482

3. Ma L.-C., Castro-Dominguez B., Kazantzis N.K., Ma Y.H. Integration of membrane technology into hydrogen production plants with CO2 capture: An economic performance assessment study // International Journal of Greenhouse Gas Control. 2015. V. 42. P. 424–438. https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2015.08.019

4. Fernandez J.R., Abanades J.C., Grasa G. Modeling of sorption enhanced steam methane reforming–Part II: Simulation within a novel Ca/Cu chemical loop process for hydrogen production // Chemical Engineering Science. 2012. V. 84. P. 12–20. https://doi.org/10.1016/j.ces.2012.07.050

5. Султангузин И.А., Федюхин А.В., Курзанов С.Ю., Гюльмалиев А.М., Степанова Т.А., Тумановский В.А., Титов Д.П. Перспективы развития систем автономного энергоснабжения на основе термической конверсии твердого топлива // Теплоэнергетика. 2015. № 5. С. 51. https://doi.org/10.1134/s0040363615050112

6. Петин С.Н. Утилизация конвертерных газов с целью получения водорода // Вестник Московского энергетического института. 2018. № 1. С. 29–33. https://doi.org/10.24160/1993-6982-2018-1-29-33

7. Yan Y., Thanganadar D., Clough P.T., Mukherjee S., Patchigolla K., Manovic V., Anthony E.J. Process simulations of blue hydrogen production by upgraded sorption enhanced steam methane reforming (SE-SMR) processes // Energy Conversion and Management. 2020. V. 222. P. 113144. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2020.113144

8. Adiya Z.I.S.G., Dupont V., Mahmud T. Effect of hydrocarbon fractions, N2 and CO2 in feed gas on hydrogen production using sorption enhanced steam reforming: Thermodynamic analysis // International Journal of Hydrogen Energy. 2017. V. 42. N 34. P. 21704–21718. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.06.169

9. Raksajati A., Ho M.T., Wiley D.E. Reducing the cost of CO2 capture from flue gases using aqueous chemical absorption // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2013. V. 52. N 47. P. 16887–16901. https://doi.org/10.1021/ie402185h

10. Kindra V., Zlyvko O., Zonov A., Kovalev D. An oxy-fuel power plant for hydrogen production with near-zero emissions // Smart Innovation, Systems and Technologies. 2022. V. 272. P. 291–301. https://doi.org/10.1007/978-981-16-8759-4_31

11. Wójcik M., Szabłowski Ł., Dybiński O. Comparison of mathematical models of steam methane reforming process for the needs of fuel cells // International Journal of Hydrogen Energy. 2024. V. 52. P. 965– 982. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.08.293

12. Fahim M.A., Al-Sahhaf T.A., Elkilani A. Fundamentals of Petroleum Refining. Elsevier, 2010. https://doi.org/10.1016/C2009-0-16348-1

13. Szablowski L., Kupecki J., Milewski J., Motylinski K. Kinetic model of a plate fin heat exchanger with catalytic coating as a steam reformer of methane, biogas, and dimethyl ether // International Journal of Energy Research. 2019. V. 43. N 7. P. 2930–2939. https://doi.org/10.1002/er.4465

14. Mokheimer E.M.A., Hussain M.I., Ahmed S., Habib M.A., AlQutub A.A. On the modeling of steam methane reforming // Journal of Energy Resources Technology. 2015. V. 137. N 1. P. 012001. https://doi.org/10.1115/1.4027962

15. Tabrizi F.F., Mousavi S.A.H.S., Atashi H. Thermodynamic analysis of steam reforming of methane with statistical approaches // Energy Conversion and Management. 2015. V. 103. P. 1065–1077. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2015.07.005

16. Киндра В.О. Повышение эффективности кислородно-топливных энергетических комплексов с углекислотным рабочим телом на основе структурно-параметрической оптимизации тепловых схем: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / НИУ «МЭИ». М., 2019. 177 с.

17. Дубинин А.М., Тупоногов В.Г., Скисов Г.Н., Чернышев В.А. Моделирование процесса паровой конверсии метана // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2015. № 1-2. С. 44–49.

18. Stray J.D. Control of Corrosion and Fouling in Amine Sweetening Systems // NACE Canada Region Western Conference Calgary, Alberta. February. 1990. Р. 20–22.

19. Бунаев А.А. Моделирование процесса низкотемпературной сепарации // Химия и химическая технология в XXI веке: материалы XIX Международной научно-практической конференции студентов и молодых ученых имени профессора Л.П. Кулева. Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический университет, 2018. С. 355–356.

20. Komarov I.I., Rogalev A.N., Kharlamova D.M., Naumov V.Y., Shabalova S.I. Comparative analysis of the efficiency of using hydrogen and steam methane reforming storage at combined cycle gas turbine for cogeneration // Journal of Physics: Conference Series. 2021. V. 2053. N 1. P. 012007. https://doi.org/10.1088/1742-6596/2053/1/012007

21. Bălănescu D.-T., Homutescu V.-M. Performance analysis of a gas turbine combined cycle power plant with waste heat recovery in Organic Rankine Cycle // Procedia Manufacturing. 2019. V. 32. P. 520–528. https://doi.org/10.1016/j.promfg.2019.02.248