China: hidrógeno a partir de gas de coque: ¿perspectivas? 

El hidrógeno procedente del gas de los hornos de coque parece una idea obvia, ¿verdad? Especialmente en China, donde la química del coque no es sólo una industria, sino toda una capa de cultura industrial. Pero cuando empiezas a indagar en ello, te das cuenta de que hay algo entre la “idea obvia” y la “idea obvia”. y una práctica real, rentable y segura: un abismo. Mucha gente imagina inmediatamente un flujo de hidrógeno puro y certificados verdes, olvidándose del CO, el sulfuro de hidrógeno, los alquitranes y el hecho de que el gas de las coquerías es principalmente un combustible para las propias plantas de coque. Quitarles este gas significa reconstruir todo el sistema de producción de energía. Quizás valga la pena comenzar con esta paradoja.

No es sólo un subproducto: la realidad del gas de coque

Trabajando en proyectos en cooperación con instituciones comoChengdu Yizhi Technology Co.(este es su sitio web, por cierto,https://www.yzkjhx.ru(un recurso útil sobre tecnologías de separación), constantemente nos encontramos con la misma pregunta de los metalúrgicos: "Sí, tenemos gas, pero no tenemos suficiente para nuestras propias necesidades". Y este es el punto clave.gas coque- no “residuos”, que simplemente están esperando ser eliminados. Se trata de un portador de energía calibrado que se utiliza para calentar baterías de hornos de coque, secar carbón y, en ocasiones, generar vapor. Su composición es aproximadamente 55-60% H2, 25-30% CH4, el resto es CO, N2, hidrocarburos pesados ​​e impurezas. El valor calorífico inicial es importante para el ciclo del proceso.

Por tanto, la conversación sobre el hidrógeno comienza no con “¿cómo aislarlo?”, sino con “¿cómo compensar el balance energético?”. Si llevas gasolina ahidrógeno, es necesario ofrecer algo a cambio, por ejemplo, reconstruir las calderas de gas natural o introducir la recuperación de calor. Estos son costos de capital que inmediatamente consumen parte de la economía del proyecto. En una de las fábricas de Shanxi vi un intento de instalar una unidad de membrana para seleccionar hidrógeno directamente de la red general. Parece que todo fue calculado, pero no tuvieron en cuenta las fluctuaciones de presión y composición del gas al cambiar los lotes de carbón. Las membranas rápidamente se coquearon y el proyecto quedó congelado. La experiencia es cara, pero reveladora.

Y una cosa más sobre la composición. Además de los tres principales (H2, CH4, CO), están la naftaleno, el sulfuro de hidrógeno y el cianuro de hidrógeno. Cualquier instalación para la recuperación de hidrógeno, ya sea adsorción por ciclo de presión (PSA) o membranas, requiere una limpieza profunda y en varias etapas en la entrada. De lo contrario, los catalizadores se envenenan y las membranas fallan. Cadena estándar: enfriamiento, precipitadores electrostáticos, eliminación de resina y luego desulfuración. No se trata sólo de “instalar un filtro”, es todo un taller químico. Y su coste suele sorprender a los clientes que sólo pensaban en la unidad PSA.

Encrucijada tecnológica: ¿PSA, membranas o algo más?

Históricamente, China se ha inclinado más hacia la adsorción de ciclo corto (SCA). Las razones son claras: la tecnología ha sido probada, permite obtener hidrógeno con una pureza del 99,999% y superior, y en el camino es posible aislar la fracción metano-hidrógeno. Estas instalaciones, por ejemplo, son diseñadas y suministradas porChengdu Yizhi Tecnología Co., Ltd.— este instituto de diseño creado por Huaxi Technology tiene una sólida experiencia en la separación de gases. Vi sus instalaciones en funcionamiento: son confiables, pero requieren un funcionamiento adecuado. El punto clave aquí es la selección correcta de adsorbentes para una composición de gas específica y la capacidad de trabajar con gas residual (refinado).

Pero la ACC no es una panacea. La instalación es voluminosa, consume mucha energía (se necesitan compresores para crear presión) y requiere una automatización de alta calidad para cambiar las válvulas. Para flujos de gas pequeños, puede resultar excesivamente caro. Aquí es donde entran en juego las tecnologías de membranas. Son más compactos y más fáciles de operar, pero hay una salvedad: la pureza del hidrógeno en la salida rara vez supera el 99% en una sola pasada y depende en gran medida de la presión y la composición de la materia prima. Para muchas aplicaciones, por ejemplo, para el hidrotratamiento en la industria petroquímica, esto es suficiente. Pero si se necesita hidrógeno ultrapuro para la electrónica o las pilas de combustible, no se puede prescindir de una purificación posterior.

Un enfoque híbrido interesante, que actualmente se está probando en varios sitios, es una combinación de pretratamiento de membrana y PSA. Las membranas eliminan la mayor parte del hidrógeno, lo que reduce la carga de la unidad de adsorción, que es más cara. Esto parece lógico, pero en la práctica surgen dificultades al sincronizar el funcionamiento de dos sistemas con dinámicas diferentes. Por ahora se trata de soluciones más bien piloto. Personalmente, tiendo a creer que la elección de la tecnología es siempre un compromiso entre la pureza requerida del producto, el capital disponible y las calificaciones del personal local. A veces es más fácil y económico suministrar dos etapas de membranas de diferente selectividad que un PSA complejo.

¿Dónde poner este hidrógeno? Mercado versus consumo interno

Entonces aislamos el hidrógeno. ¿Y qué? La forma más sencilla es utilizarlo en la misma planta o en una producción vecina. La industria del coque tiene sus propios procesos de hidrogenación y el refinado de petróleo tiene sus propios procesos de hidrotratamiento. Esta es la mejor opción, minimizando la logística y los costes de compresión y almacenamiento. Pero muchas veces la capacidad de asignación excede las necesidades locales. Entonces surge la cuestión de entrar en el mercado exterior.

Y aquí comienza la parte más difícil. El mercado del hidrógeno en China apenas está surgiendo. La infraestructura de transporte (oleoductos, camiones cisterna presurizados) es muy deficiente. El coste del transporte a más de 200 kilómetros puede hacer que el producto no sea competitivo en comparación con el vapor de metano producido localmente que reforma el hidrógeno. Por lo tanto, muchos proyectoshidrógeno del gas de horno de coquehoy están ligados a la creación de clusters locales: una planta de coque + una refinería de petróleo + posiblemente una empresa química. La geografía lo es todo.

Otro consumidor potencial es la producción de acero. Se están realizando experimentos para utilizar hidrógeno en altos hornos para reemplazar parcialmente el coque. Pero estas son tecnologías del futuro, aún en su infancia. Un escenario más realista es dirigir el hidrógeno para sintetizar amoníaco o metanol, si hay instalaciones de producción correspondientes cerca. Pero aquí volvemos a encontrarnos con un problema económico: el coste del hidrógeno procedente del gas de coque, incluso teniendo en cuenta todos los costes de purificación, es menor que el del gas natural. Ésta es su principal baza. Pero esta ventaja sólo puede lograrse si existe un canal de distribución estable y confiable cerca.

Economía y trampas: lo que no está escrito en las presentaciones

En los estudios de viabilidad, todo parece bien: bajo costo de las materias primas (el gas es “gratis”), demanda creciente de hidrógeno, subsidios gubernamentales para el gas “verde”. tecnologías. La realidad es más dura. En primer lugar, ¿es "gratis"? materias primas. Como ya dije, la extracción de gas es una pérdida de combustible. Necesitamos considerar el costo de oportunidad real de este gas para la planta. A veces resulta que es más rentable vender el gas del horno de coque a una planta vecina como combustible que invertir en una costosa planta de separación de hidrógeno.

En segundo lugar, los costos de capital. Un complejo completo, desde la limpieza hasta la compresión, cuesta decenas de millones de dólares. El periodo de recuperación depende en gran medida del precio final del hidrógeno, que es muy volátil. En tercer lugar, los costos operativos. Reemplazar adsorbentes, membranas, reactivos para eliminar azufre, energía para comprimir: esto es una salida de efectivo constante. Vi un proyecto en el que, debido al alto contenido de sulfuro de hidrógeno, fue necesario instalar una etapa adicional de desulfuración oxidativa, lo que acabó con toda rentabilidad.

Y el principal obstáculo es la estabilidad. La producción de coque es cíclica. Hay paradas planificadas para reparar las baterías y hay fluctuaciones en la calidad del carbón. La composición y cantidad de gas no es constante. La instalación de hidrógeno debe ser flexible y resistente a tales fluctuaciones, y se trata de una automatización compleja y costosa. No todos los fabricantes de tecnología tienen esto en cuenta a la hora de vender las “estándar”. soluciones. ExperienciaChengdu Yizhi Technology Co.Esto es valioso precisamente porque, a juzgar por sus proyectos, están profundamente inmersos en las particularidades de la producción química de coque y no ofrecen instalaciones abstractas.

De cara al futuro: ¿hay luz al final del túnel?

A pesar de todas las dificultades, la dirección tiene perspectivas. Hay varios conductores. La primera es la política de “neutralidad de carbono dual”. en China. Nos obliga a buscar oportunidades para reducir nuestra huella de carbono.Hidrógeno del gas de horno de coquees la utilización de un subproducto para producir hidrógeno con bajas emisiones de carbono (que no debe confundirse con hidrógeno “verde”). Esto es mejor que quemar el gas o simplemente usarlo como combustible sin purificarlo. Pueden aparecer créditos de carbono u otras preferencias.

El segundo motor es el desarrollo de la energía y la movilidad del hidrógeno en determinadas regiones. Si se crea una red de estaciones de servicio de hidrógeno en las provincias de Shanxi o Hebei, donde se concentran las principales capacidades químicas de coque, la producción local a partir del gas de coque adquirirá una importancia estratégica. Por ahora se trata de iniciativas específicas.

El tercer factor es tecnológico. Están apareciendo membranas más baratas y resistentes a las impurezas, adsorbentes de mayor capacidad y métodos de limpieza eficaces. Se reduce el consumo de energía del proceso. Esto mejora la economía. Pero la conclusión fundamental, basada en la práctica, es la siguiente: el éxito no será el proyecto que simplemente extrae hidrógeno técnicamente, sino el que inicialmente se integra en un esquema integral para el suministro de energía y recursos de todo el grupo industrial, con un equilibrio cuidadoso y ventas confiables. Esta es una tarea de sistema compleja, no solo la compra de equipos. Y es en este enfoque sistemático, me parece, donde radica la principal perspectiva para el hidrógeno procedente del gas de coque en China.