Огляд виробництва водню за допомогою риформінгу природного газу
- Деталі
- Категорія: Зміст №1 2024
- Останнє оновлення: 04 березня 2024
- Опубліковано: 30 листопада -0001
- Перегляди: 1521
Authors:
Дуен Куанг Ле*, orcid.org/0000-0001-6953-4762, Факультет нафти та енергетики, Ханойський університет гірництва і геології, м. Ханой, Соціалістична Республіка В’єтнам, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.
Нгуен Тхе Дзунг, orcid.org/0009-0000-4018-3583, Відділ петрографії та петрофізики Дослідно-інженерного інституту, Спільне підприємство В’єт-Нга В’єтсовпетро, м. Вунгтаун, Соціалістична Республіка В’єтнам
* Автор-кореспондент e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.
Naukovyi Visnyk Natsionalnoho Hirnychoho Universytetu. 2024, (1): 092 - 099
https://doi.org/10.33271/nvngu/2024-1/092
Abstract:
Мета. Надати всебічний аналіз виробництва водню, а також його основних переваг і труднощів при виробництві водню із природного газу.
Методика. У даному дослідженні був використаний підхід систематичного огляду. Перший етап у комплексному оцінюванні полягає в пошуку значущих робіт і конкретних концепцій, пов’язаних із даним питанням, а потім у застосуванні їх стосовно пошукових фраз і синтаксису. Ретельний пошук здійснюється в базах даних Web of Science, Google Scholar, Science Direct і Scopus англійською мовою. Крім того, час публікації статей обмежено періодом із 2010 року до вересня 2023 року.
Результати. Аналіз літературних джерел виявив, що риформінг природного газу є найпоширенішим способом виробництва водню. Отримані результати також показали, що підхід на основі автоматичного термічного риформінгу є менш поширеним, ніж той, який використовує природний газ для виробництва водню паровим риформінгом. Крім того, паровий риформінг природного газу має найбільший негативний вплив на навколишнє середовище, ураховуючи абіотичний розклад, потенційне глобальне потепління та інші види впливу.
Наукова новизна. Даний аналіз пропонує детальний огляд того, як виробляється водень із природного газу, а також переваги та обмеження методу риформінгу для виробництва водню.
Практична значимість. З огляду літератури виявлено, що сучасний найбільш уживаний метод створення водню – це паровий риформінг природного газу. Крім того, цей огляд надає вичерпний і корисний ресурс для вивчення, наукового розвитку та просування в галузях створення водню.
Ключові слова: виробництво водню, природний газ, паровий риформінг, автотермічний риформінг
References.
1. Kayfeci, M., Keçebaş, A., & Bayat, M. (2019). Hydrogen production. Solar hydrogen production, 45-83. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-814853-2.00003-5.
2. Taibi, E., Miranda, R., Vanhoudt, W., Winkel, T., Lanoix, J. C., & Barth, F. (2018). Hydrogen from renewable power: Technology outlook for the energy transition. ISBN: 978-92-9260-077-8.
3. Balat, M. (2008). Possible methods for hydrogen production. Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, 31(1), 39-50. https://doi.org/10.1080/15567030701468068.
4. Kannah, R. Y., Kavitha, S., Karthikeyan, O. P., Kumar, G., Dai-Viet, N. V., & Banu, J. R. (2021). Techno-economic assessment of various hydrogen production methods – A review. Bioresource technology, (319), 124175. https://doi.org/10.1016/j.biortech.2020.124175.
5. Mizeraczyk, J., Urashima, K., Jasiński, M., & Dors, M. (2014). Hydrogen production from gaseous fuels by plasmas – a review. International Journal of Plasma Environmental Science and Technology, 8(2), 89-97. https://doi.org/10.34343/ijpest.2014.08.02.089.
6. Holladay, J. D., Hu, J., King, D. L., & Wang, Y. (2009). An overview of hydrogen production technologies. Catalysis today, 139(4), 244-260. https://doi.org/10.1016/j.cattod.2008.08.039.
7. Dash, S. K., Chakraborty, S., & Elangovan, D. (2023). A brief review of hydrogen production methods and their challenges. Energies, 16(3), 1141. https://doi.org/10.3390/en16031141.
8. Yilmaz, F., Balta, M. T., & Selbaş, R. (2016). RETRACTED: A review of solar based hydrogen production methods. Renewable and Sustainable Energy Reviews, (56), 171-178. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.11.060.
9. Chau, K., Djire, A., & Khan, F. (2022). Review and analysis of the hydrogen production technologies from a safety perspective. International Journal of Hydrogen Energy, 47(29), 13990-14007. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.02.127.
10. Dincer, I., & Acar, C. (2015). Review and evaluation of hydrogen production methods for better sustainability. International Journal of Hydrogen Energy, 40(34), 11094-11111. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2014.12.035.
11. Younas, M., Shafique, S., Hafeez, A., Javed, F., & Rehman, F. (2022). An overview of hydrogen production: current status, potential, and challenges. Fuel, (316), 123317. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.123317.
12. Kalamaras, C. M., & Efstathiou, A. M. (2013). Hydrogen production technologies: current state and future developments. Conference papers in science, 690627. https://doi.org/10.1155/2013/690627.
13. Zhang, B., Zhang, S. X., Yao, R., Wu, Y. H., & Qiu, J. S. (2021). Progress and prospects of hydrogen production: Opportunities and challenges. Journal of Electronic Science and Technology, 19(2), 100080. https://doi.org/10.1016/j.jnlest.2021.100080.
14. Salkuyeh, Y. K., Saville, B. A., & MacLean, H. L. (2017). Techno-economic analysis and life cycle assessment of hydrogen production from natural gas using current and emerging technologies. International Journal of Hydrogen Energy, 42(30), 18894-18909. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.05.219.
15. Ji, M., & Wang, J. (2021). Review and comparison of various hydrogen production methods based on costs and life cycle impact assessment indicators. International Journal of Hydrogen Energy, 46(78), 38612-38635. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.09.142.
16. Lee, D. H., Kang, H., Kim, Y., Song, H., Lee, H., Choi, J., & Song, Y. H. (2023). Plasma-assisted hydrogen generation: A mechanistic review. Fuel processing technology, 247, 107761. https://doi.org/10.1016/j.fuproc.2023.107761.
17. Usman, M., Daud, W. W., & Abbas, H. F. (2015). Dry reforming of methane: Influence of process parameters – A review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 45, 710-714. https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.02.026.
18. El-Emam, R. S., Zamfirescu, C., & Gabriel, K. S. (2023). Hydrogen production pathways for Generation-IV reactors. Handbook of Generation IV Nuclear Reactors, 665-680. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-820588-4.00025-6.
19. Yusuf, M., Bazli, L., Alam, M. A., Masood, F., Keong, L. K., Noor, A., & Abdullah, B. (2021). Hydrogen production via natural gas reforming: A comparative study between DRM, SRM and BRM techniques. Third international sustainability and resilience conference: Climate Change. Retrieved from http://scholars.utp.edu.my/id/eprint/29141.
20. Boretti, A., & Banik, B. K. (2021). Advances in hydrogen production from natural gas reforming. Advanced Energy and Sustainability Research, 2(11), 2100097. https://doi.org/10.1002/aesr.202100097.
21. Chehade, A. M. E. H., Daher, E. A., Assaf, J. C., Riachi, B., & Hamd, W. (2020). Simulation and optimization of hydrogen production by steam reforming of natural gas for refining and petrochemical demands in Lebanon. International Journal of Hydrogen Energy, 45(58), 33235-33247. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.09.077.
22. Luk, H. T., Lei, H. M., Ng, W. Y., Yihan, J., & Lam, K. F. (2012). Techno-economic analysis of distributed hydrogen production from natural gas. Chinese Journal of Chemical Engineering, 20(3), 489-496. https://doi.org/10.1016/S1004-9541(11)60210-3.
23. Anzelmo, B., Wilcox, J., & Liguori, S. (2018). Hydrogen production via natural gas steam reforming in a Pd-Au membrane reactor. Comparison between methane and natural gas steam reforming reactions. Journal of Membrane Science, 568, 113-120. https://doi.org/10.1016/j.memsci.2018.09.054.
24. Anzelmo, B., Wilcox, J., & Liguori, S. (2017). Natural gas steam reforming reaction at low temperature and pressure conditions for hydrogen production via Pd/PSS membrane reactor. Journal of Membrane Science, 522, 343-350. https://doi.org/10.1016/j.memsci.2016.09.029.
25. Shirasaki, Y., & Yasuda, I. (2013). Membrane reactor for hydrogen production from natural gas at the Tokyo Gas Company: a case study. Handbook of Membrane Reactors, 487-507. https://doi.org/10.1533/9780857097347.2.487.
26. Shirasaki, Y., Tsuneki, T., Ota, Y., Yasuda, I., Tachibana, S., Nakajima, H., & Kobayashi, K. (2009). Development of membrane reformer system for highly efficient hydrogen production from natural gas. International Journal of Hydrogen Energy, 34(10), 4482-4487. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2008.08.056.
27. García, L. (2015). Hydrogen production by steam reforming of natural gas and other nonrenewable feedstocks. Compendium of Hydrogen Energy, 83-107. https://doi.org/10.1016/B978-1-78242-361-4.00004-2.
28. Izquierdo, U., Barrio, V., Cambra, J., Requies, J., Güemez, M., Arias, P., & Arraibi, J. (2012). Hydrogen production from methane and natural gas steam reforming in conventional and microreactor reaction systems. International Journal of Hydrogen Energy, 37(8), 7026-7033. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2011.11.048.
29. Ngo, S. I., Lim, Y. I., Kim, W., Seo, D. J., & Yoon, W. L. (2019). Computational fluid dynamics and experimental validation of a compact steam methane reformer for hydrogen production from natural gas. Applied Energy, 236, 340-353. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.11.075.
30. Nguyen, D. D., Ngo, S. I., Lim, Y. I., Kim, W., Lee, U. D., Seo, D., & Yoon, W. L. (2019). Optimal design of a sleeve-type steam methane reforming reactor for hydrogen production from natural gas. International Journal of Hydrogen Energy, 44(3), 1973-1987. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.11.188.
31. Martínez, I., Romano, M. C., Chiesa, P., Grasa, G., & Murillo, R. (2013). Hydrogen production through sorption enhanced steam reforming of natural gas: Thermodynamic plant assessment. International Journal of Hydrogen Energy, 38(35), 15180-15199. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2013.09.062.
32. Chen, L., Qi, Z., Zhang, S., Su, J., & Somorjai, G. A. (2020). Catalytic hydrogen production from methane: A review on recent progress and prospect. Catalysts, 10(8), 858. https://doi.org/10.3390/catal10080858.
33. Roh, H. S., Lee, D. K., Koo, K. Y., Jung, U. H., & Yoon, W. L. (2010). Natural gas steam reforming for hydrogen production over metal monolith catalyst with efficient heat-transfer. International Journal of Hydrogen Energy, 35(4), 1613-1619. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2009.12.051.
34. Mosinska, M., Szynkowska, M. I., & Mierczynski, P. (2020). Oxy-steam reforming of natural gas on Ni catalysts – A minireview. Catalysts, 10(8), 896. https://doi.org/10.3390/catal10080896.
35. Bang, Y., Park, S., Han, S. J., Yoo, J., Song, J. H., Choi, J. H., & Song, I. K. (2016). Hydrogen production by steam reforming of liquefied natural gas (LNG) over mesoporous Ni/Al2O3 catalyst prepared by an EDTA-assisted impregnation method. Applied Catalysis B: Environmental, 180, 179-188. https://doi.org/10.1016/j.apcatb.2015.06.023.
36. Bang, Y., Seo, J. G., & Song, I. K. (2011). Hydrogen production by steam reforming of liquefied natural gas (LNG) over mesoporous Ni–La–Al2O3 aerogel catalysts: effect of La content. International Journal of Hydrogen Energy, 36(14), 8307-8315. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2011.04.126.
37. Bang, Y., Han, S. J., Seo, J. G., Youn, M. H., Song, J. H., & Song, I. K. (2012). Hydrogen production by steam reforming of liquefied natural gas (LNG) over ordered mesoporous nickel–alumina catalyst. International Journal of Hydrogen Energy, 37(23), 17967-17977. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2012.09.057.
38. Kurokawa, H., Shirasaki, Y., & Yasuda, I. (2011). Energy-efficient distributed carbon capture in hydrogen production from natural gas. Energy Procedia, 4, 674-680. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2011.01.104.
39. Antonini, C., Treyer, K., Streb, A., van der Spek, M., Bauer, C., & Mazzotti, M. (2020). Hydrogen production from natural gas and biomethane with carbon capture and storage – A techno-environmental analysis. Sustainable Energy & Fuels, 4(6), 2967-2986. https://doi.org/10.1039/D0SE00222D.
40. Ahmed, M. T., Siddiki, S. Y. A., Khan, G. H., Kabir, K. B., & Kirtania, K. (2021). Modeling Thermodynamic and Kinetic Simulation of Hydrogen Production from Dry Reforming of Natural Gas. International Conference on Computer, Communication, Chemical, Materials and Electronic Engineering, 1-4. https://doi.org/10.1109/IC4ME253898.2021.9768458.
41. Kathe, M. V., Empfield, A., Na, J., Blair, E., & Fan, L. S. (2016). Hydrogen production from natural gas using an iron-based chemical looping technology: Thermodynamic simulations and process system analysis. Applied Energy, 165, 183-201. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2015.11.047.
42. Alhamdani, Y. A., Hassim, M. H., Ng, R. T., & Hurme, M. (2017). The estimation of fugitive gas emissions from hydrogen production by natural gas steam reforming. International Journal of Hydrogen Energy, 42(14), 9342-9351. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2016.07.274.
43. Cho, H. H., Strezov, V., & Evans, T. J. (2022). Environmental impact assessment of hydrogen production via steam methane reforming based on emissions data. Energy Reports, 8, 13585-13595. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2022.10.053.
44. Zhao, P., Tamadon, A., & Pons, D. (2022). Life cycle Assessment of hydrogen production via natural gas steam reforming vs. biomass gasification. Preprints. https://doi.org/10.20944/preprints202201.0112.v1.
45. de Castro, J., Rivera-Tinoco, R., & Bouallou, C. (2010). Hydrogen production from natural gas: auto-thermal reforming and CO2 capture. Chemical Engineering, 21, 163-168. https://doi.org/10.3303/CET1021028.
46. El-Shafie, M., Kambara, S., & Hayakawa, Y. (2019). Hydrogen production technologies overview. Journal of Power and Energineering, 7(1). https://doi.org/10.4236/jpee.2019.71007.
47. Azarhoosh, M., Ale Ebrahim, H., & Pourtarah, S. (2015). Simulating and optimizing hydrogen production by low-pressure autothermal reforming of natural gas using non-dominated sorting genetic algorithm-II. Chemical and Biochemical Engineering Quarterly, 29(4), 519-531. https://doi.org/10.15255/CABEQ.2014.2158.
48. Riemer, M., & Duscha, V. (2022). Carbon Capture in Hydrogen Production-Review of Modelling Assumptions. Energy, 27, 2965. https://doi.org/10.46855/energy-proceedings-10204.
49. Oni, A., Anaya, K., Giwa, T., Di Lullo, G., & Kumar, A. (2022). Comparative assessment of blue hydrogen from steam methane reforming, autothermal reforming, and natural gas decomposition technologies for natural gas-producing regions. Energy Conversion and Management, 254, 115245. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.115245.
50. Kim, J., Park, J., Qi, M., Lee, I., & Moon, I. (2021). Process integration of an autothermal reforming hydrogen production system with cryogenic air separation and carbon dioxide capture using liquefied natural gas cold energy. Industrial & Engineering Chemistry Research, 60(19), 7257-7274. https://doi.org/10.1021/acs.iecr.0c06265.
51. Cormos, A.-M., Szima, S., Fogarasi, S., & Cormos, C. C. (2018). Economic assessments of hydrogen production processes based on natural gas reforming with carbon capture. Chemical Engineering Transactions, 70, 1231-1236. https://doi.org/10.3303/CET1870206.
52. Jaouen, N., Vervisch, L., & Domingo, P. (2017). Auto-thermal reforming (ATR) of natural gas: An automated derivation of optimised reduced chemical schemes. Proceedings of the Combustion Institute, 36(3), 3321-3330. https://doi.org/10.1016/j.proci.2016.07.110.
53. Psara, N., Van Sint Annaland, M., & Gallucci, F. (2015). Hydrogen safety risk assessment methodology applied to a fluidized bed membrane reactor for autothermal reforming of natural gas. International Journal of Hydrogen Energy, 40(32), 10090-10102. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2015.06.048.
54. Iaquaniello, G., Mangiapane, A., Ciambelli, P., Palma, V., & Palo, E. (2005). Hydrogen production: autothermal reforming of light hydrocarbons coupled with innovative catalysts. World Congress of Young Scientists on Hydrogen Energy Systems, 93-97. https://doi.org/10.1615/HYSYDAYS2005.140.
55. Li, S., Kang, Q., Baeyens, J., & Deng, Y. M. (2020). Hydrogen Production: State of Technology. IOP Conference Series: Earth and Environmental Science, (544), 012011. https://doi.org/10.1088/1755-1315/544/1/012011.
56. Kaiwen, L., Bin, Y., & Tao, Z. (2018). Economic analysis of hydrogen production from steam reforming process: A literature review. Energy Sources, Part B: Economics, Planning, and Policy, 13(2), 109-115. https://doi.org/10.1080/15567249.2017.1387619.
57. Chen, S., Pei, C., & Gong, J. (2019). Insights into interface engineering in steam reforming reactions for hydrogen production. Energy & Environmental Science, 12(12), 3473-3495. https://doi.org/10.1039/C9EE02808K.
58. Faizollahzadeh Ardabili, S., Najafi, B., Shamshirband, S., Minaei Bidgoli, B., Deo, R. C., & Chau, K. W. (2018). Computational intelligence approach for modeling hydrogen production: A review. Engineering Applications of Computational Fluid Mechanics, 12(1), 438-458. https://doi.org/10.1080/19942060.2018.1452296.
59. Davies, W. G., Babamohammadi, S., Yang, Y., & Soltani, S. M. (2023). The rise of the machines: A state-of-the-art technical review on process modelling and machine learning within hydrogen production with carbon capture. Gas Science and Engineering, 118, 205104. https://doi.org/10.1016/j.jgsce.2023.205104.
60. Yu, X., Shen, Y., Guan, Z., Zhang, D., Tang, Z., & Li, W. (2021). Multi-objective optimization of ANN-based PSA model for hydrogen purification from steam-methane reforming gas. International Journal of Hydrogen Energy, 46(21), 11740-11755. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.01.107.
Наступні статті з поточного розділу:
- Організаційні та правові засади інформаційної безпеки підприємств в умовах воєнного стану в Україні - 04/03/2024 20:44
- Моделювання арифметичних систем еліптичної криптографії з використанням програми Microsoft Excel VBA - 04/03/2024 20:43
- Упровадження корпоративної соціальної відповідальності в умовах інтеграції з інформаційною системою управління підприємством - 04/03/2024 20:43
- Удосконалення методу нормування часу щодо збирання груп вагонів на одну колію - 04/03/2024 20:43
- Цифрова економіка: можливості для трансформації підприємницьких структур - 04/03/2024 20:43
- Двоетапні задачі оптимального розміщення–розподілення структурних підрозділів системи гуманітарної логістики - 04/03/2024 20:43
- Моделювання змін pH та електропровідності поверхневих вод унаслідок гірничодобувної діяльності - 04/03/2024 20:43
- Стохастичні моделі режимів праці та відпочинку - 04/03/2024 20:43
- Посилення адсорбції азоїдного барвника (Azucryl Red) природними та прогартованими гіпералюмінієвими каолінами - 04/03/2024 20:43
- Спосіб управління обсягом продуктів згоряння при різному навантаженні котла - 04/03/2024 20:43
Попередні статті з поточного розділу:
- Евристичне керування споживанням електроенергії електроприймачами напругою до 1000 В гірничодобувних підприємств - 04/03/2024 20:43
- Обґрунтування методології геодезичного моніторингу підпірних стін на прикладі набережної міста Кременчук - 04/03/2024 20:43
- Теплообмін при поздовжньому русі вологої пари в оребрених теплообмінниках - 04/03/2024 20:43
- Тестування фракційного складу залізничного баласту лабораторними методами з використанням пристрою Проктора - 04/03/2024 20:43
- Переваги використання матеріалів CONCRETE CANVAS у будівництві залізничної колії - 04/03/2024 20:43
- Наукові основи та особливості переведення антрацитових котлів ТЕЦ на спалювання газового вугілля - 04/03/2024 20:43
- Вплив структури льоду на живучість заморожених піщано-водяних і піщано-глинистих сумішей - 04/03/2024 20:43
- Удосконалення методики розрахунку очікуваної швидкості буріння долотами PDC - 04/03/2024 20:43
- Вплив структури гірської маси й техніки підривних робіт на результати вибуху в кар’єрі Геліополіс - 04/03/2024 20:43
- Вибір оптимальних способів освоєння водозабірних свердловин в умовах родовища Тонірекшин (Казахстан) - 04/03/2024 20:43