Cina: idrogeno dagli idrocarburi: tecnologia ed ecologia? 

Quando si parla di idrogeno in Cina, molti immaginano immediatamente “verde”. elettrolisi. Ma la realtà sulla terra, soprattutto su scala industriale, è ancora diversa. Il volume principale è ancora l'idrogeno derivante dagli idrocarburi, e qui si nascondono molte sfumature che spesso vengono messe a tacere nei rapporti di settore. Io stesso ho lavorato a diversi progetti sulla conversione del vapore in metano e posso dire: il discorso sull'ecologia qui non può essere ridotto a semplici slogan. È un compromesso costante tra l’economia, la tecnologia disponibile e quell’impronta di carbonio di cui tutti ora sono così veementemente preoccupati.

Basi tecnologiche: non solo SMR

Sì, il reforming del metano con vapore (SMR) è un classico. Ma in Cina viene implementato adeguando le materie prime locali. Spesso non lavoriamo con il gas naturale ideale, ma con il gas di petrolio associato o addirittura con il gas di cokeria. La composizione è instabile, da qui il mal di testa con i catalizzatori. Ricordo un progetto nello Shanxi, dove, a causa dell'alto contenuto di zolfo nelle materie prime, lo schema di pretrattamento doveva essere completamente rivisto. Le soluzioni standard non erano adatte; di conseguenza è stato sviluppato un sistema ibrido con adsorbenti a base di ossido di zinco e zeoliti. L'efficienza ha raggiunto il livello, ma la durata del catalizzatore di conversione è ancora ridotta del 15%. Questo è il prezzo dell'adattamento.

L'ossidazione parziale (POX) è una storia diversa per le materie prime pesanti. La tecnologia è ad alta intensità energetica e richiede un'unità di ossigeno complessa e costosa. Ma in alcuni casi non puoi farne a meno. In una delle raffinerie di Liaoning, stavano appena introducendo un'unità POX per la lavorazione del catrame. Il problema principale non risiedeva nemmeno nel processo, ma nell'attrezzatura di accompagnamento: leghe resistenti al calore per il reattore e gli scambiatori di calore. Problemi costanti di corrosione ed erosione. Gli analoghi cinesi non sempre hanno resistito; è stato necessario acquistare costosi materiali importati, il che inizialmente ha annullato i vantaggi economici del progetto.

Attualmente si parla molto del reforming autotermico (ATR) come tecnologia più flessibile. Si dice che sia migliore in termini di resa di idrogeno ed emissioni. Sulla carta sì. Ma in pratica, la chiave è il controllo preciso del rapporto ossigeno/vapore/alimentazione. Il minimo guasto e invece del processo ottimale si ritrova con fuliggine o metano non convertito. Ho visto un tentativo di lanciare un'installazione del genere in un complesso pilota. Il sistema di controllo è stato "affilato" in condizioni di laboratorio ideali, ma in realtà le fluttuazioni di pressione nella linea del gas hanno rovinato tutto. Ci è voluto un mese per mettere a punto gli algoritmi. Quindi la tecnologia è promettente, ma richiede ancora molto “rodaggio”. nel campo.

Il paradosso ecologico e il trucco CCS

Questo è il principale ostacolo. Produrre idrogeno dal metano produce inevitabilmente CO2. Molti. Pertanto, ora tutti i progetti in Cina che dichiarano di essere “a basse emissioni di carbonio” hanno il prefisso “CCS-ready?” o? carbonio catturato?. Ma la preparazione è una cosa, l’effettiva attuazione è un’altra. Il problema principale non è nemmeno la tecnologia di cattura (anche se è costosa), ma la logistica e lo stoccaggio. Dove dovrebbe andare questa CO2? Non ci sono molte formazioni geologiche per lo stoccaggio su scala industriale vicino alle fabbriche.

È stato coinvolto nella valutazione del progettoidrogeno dagli idrocarburicon CCS a ciclo completo nello Xinjiang. Tecnicamente tutto è calcolato: cattura al 90%, un gasdotto per trasportare la CO2 per 150 km fino a un giacimento di gas esaurito. Ma l’economia è traballante. Il costo per tonnellata di CO2 catturata e sepolta assorbe tutti i potenziali profitti derivanti dalla CO2 “pulita”. idrogeno. Il progetto è stato infine congelato, in attesa di maggiori sussidi governativi o di prezzi più alti per le quote di carbonio. Finora, la CCS in Cina è più un progetto dimostrativo che una pratica di massa.

Un altro punto sono le emissioni indirette. Tutti contano il carbonio derivante dal processo di conversione stesso, ma spesso dimenticano la parte “grigia”. impronta derivante dalla produzione di energia elettrica per il funzionamento di compressori, pompe, sistemi di controllo. Se l’impianto si trova in una regione in cui la rete è collegata al carbone, il quadro complessivo delle emissioni peggiora del 20-25%. Pertanto, ora, in fase di progettazione, utilizzano sempre più i propri impianti di energia rinnovabile, almeno per coprire parzialmente il fabbisogno. Ma questo aumenta nuovamente il prezzo.

Attrezzature e localizzazione: a che punto siamo?

In precedenza, le apparecchiature chiave - riformatori, compressori Syngas, sistemi PSA - venivano acquistate attivamente da Linde, Air Products, Topsoe. La tendenza attuale è verso la localizzazione completa. I produttori cinesi hanno già raggiunto un buon livello nella produzione di colonne di gas di sintesi, scambiatori di calore e sistemi di controllo. Ma ci sono ancora difficoltà con i catalizzatori e alcune leghe speciali per le zone ad alta temperatura.

Lavorare conChengdu Yizhi Technology Co.(questo è un istituto di design creato da Huaxi Technology), ha osservato il loro approccio. Non si limitano a replicare soluzioni già pronte, ma spesso adattano pacchetti tecnologici alle materie prime specifiche del cliente. Il loro sito webyzkjhx.ruè, infatti, un portafoglio di tali progetti non standard. Hanno il loro sviluppo: un catalizzatore multistrato per la conversione del metano con maggiore resistenza all'avvelenamento da zolfo. Implementato in un'installazione nel Sichuan. I risultati non sono male, ma ancora una volta, per condizioni ideali. Con improvvisi cambiamenti di carico, l'attività è diminuita più velocemente di quella dell'analogo importato. Ci sono progressi, ma dobbiamo ancora lavorare per raggiungere la piena parità.

Un caso interessante è l'uso di installazioni modulari già pronte di bassa e media potenza. Questa è una tendenza verso la produzione decentralizzata di idrogeno, ad esempio per le stazioni di servizio. Le aziende cinesi, tra cui Yizhi Technology, sono molto attive qui. Assemblato, connesso, lanciato. Ma l’affidabilità di tali soluzioni “fuori dagli schemi” negli inverni rigidi nel nord della Cina o nell’elevata umidità nel sud è una grande domanda. Frequenti soste per manutenzione e sostituzione dei filtri. L'affidabilità è ancora inferiore ai grandi complessi stazionari.

Intermedi: il ruolo dei gas di sintesi

Ciò che spesso viene trascurato è che la produzione di idrogeno non è sempre l’obiettivo finale. Il gas di sintesi stesso è una materia prima preziosa. In Cina, con la sua potente industria chimica, questo è di fondamentale importanza. Molti progetti sono inizialmente concepiti come una produzione flessibile: oggi massimizziamo la resa di idrogeno per le raffinerie, domani invertiamo la modalità per la produzione di metanolo o ammoniaca.

Mi sono imbattuto in una situazione in cui, a causa dei cambiamenti delle condizioni di mercato (i prezzi dell'idrogeno sono diminuiti, i prezzi del metanolo sono aumentati), il sistema operativo doveva essere cambiato urgentemente. Non si è trattato solo di una configurazione, ma di una sostituzione fisica delle cartucce nel sistema di purificazione fine dell'idrogeno (PSA) e di una nuova regolazione del sistema di compressione. Il tempo di inattività è stato di quasi un mese. Ora, quando si progettano nuovi impianti, è prevista una flessibilità molto maggiore, ma ciò significa ancora una volta un aumento dei costi di capitale.

Un altro aspetto è la purezza dell’idrogeno. Le celle a combustibile richiedono il massimo grado di purificazione (fino al 99,999%). Realizzarlo utilizzando materie prime idrocarburiche è difficile e costoso. Le principali impurità – CO e CO2 – sono veleni per il catalizzatore della cella a combustibile. I metodi di adsorbimento standard non sempre danno il risultato desiderato. È necessario combinare: conversione ad alta temperatura, quindi conversione a bassa temperatura, quindi PSA e talvolta anche separazione tramite membrana. Ogni fase aggiuntiva è una perdita di pressione, energia e, ovviamente, denaro. Quindi “idrogeno per i trasporti?” dal metano non può ancora competere in termini di prezzo con lo stesso idrogeno per la raffinazione del petrolio, dove i requisiti di purezza sono inferiori.

Guardando al futuro: cosa accadrà a questo segmento?

Nonostante tutto il clamore attorno all’idrogeno verde, le linee grigie e blu degli idrocarburi domineranno la Cina per molto tempo a venire. Le ragioni sono le infrastrutture, i costi e, soprattutto, la disponibilità di materie prime. La questione è come rendere questo processo accettabile dal punto di vista ambientale. Penso che il futuro non risieda in un singolo passo avanti, ma in una serie di misure: l’introduzione graduale della CCS laddove è geograficamente ed economicamente giustificata; ibridazione con fonti energetiche rinnovabili per l'alimentazione degli impianti; e un lavoro continuo sull'efficienza dei catalizzatori e dei circuiti termici per ridurre il consumo di materie prime ed energia per unità di prodotto.

Molto dipenderà dalle politiche di carbon pricing. Se il costo delle emissioni di CO2 diventa significativo, l’economia dei progetti cambierà radicalmente. Oggi molte decisioni vengono prese sulla base di considerazioni economiche a breve termine, piuttosto che di ecologia a lungo termine.

Personalmente sono scettico sull’imminente completo abbandono degli idrocarburi come materia prima per l’idrogeno. Piuttosto, vedremo la sua nicchia. Complessi grandi, moderni, possibilmente ibridi (che utilizzano parzialmente biometano) vicino a centri di consumo o siti di stoccaggio di CO2. E per i consumatori remoti o di piccole dimensioni verranno sviluppati elettrolizzatori alimentati da fonti di energia rinnovabile. Ma la base - l'industria chimica, la raffinazione del petrolio - rimarrà basata sulle tecnologie per la conversione del metano e dei suoi analoghi per altri 20-30 anni. L'importante è non mettere a tacere i problemi, ma lavorarci onestamente, tenendo conto di tutti i costi, compresi quelli ambientali.