China: hidrógeno a partir de hidrocarburos: ¿tecnología y ecología? 

Cuando en China se habla de hidrógeno, mucha gente inmediatamente imagina “verde”. electrólisis. Pero la realidad en la Tierra, especialmente a escala industrial, sigue siendo diferente. El volumen principal sigue siendo el hidrógeno procedente de hidrocarburos, y aquí hay muchos matices que a menudo se ocultan en los informes de la industria. Yo mismo he trabajado en varios proyectos sobre la conversión de metano mediante vapor y puedo decir: la conversación sobre ecología aquí no se puede reducir a simples eslóganes. Es un equilibrio constante entre la economía, la tecnología disponible y la huella de carbono que ahora preocupa con tanta vehemencia a todo el mundo.

Base tecnológica: no sólo SMR

Sí, el reformado de metano con vapor (SMR) es un clásico. Pero en China se está implementando con ajustes a las materias primas locales. A menudo no trabajamos con gas natural ideal, sino con gas de petróleo asociado o incluso con gas de coque. La composición es inestable, de ahí el dolor de cabeza con los catalizadores. Recuerdo un proyecto en Shanxi, donde, debido al alto contenido de azufre en las materias primas, hubo que revisar completamente el esquema de pretratamiento. Las soluciones estándar no eran adecuadas; como resultado se desarrolló un sistema híbrido con adsorbentes a base de óxido de zinc y zeolitas. La eficiencia ha alcanzado el nivel, pero la vida útil del catalizador de conversión aún se reduce en un 15%. Este es el precio de la adaptación.

La oxidación parcial (POX) es una historia diferente para las materias primas pesadas. La tecnología consume mucha energía y requiere una unidad de oxígeno compleja y costosa. Pero en algunos casos no puedes prescindir de él. En una de las refinerías de Liaoning acababan de introducir una unidad POX para procesar alquitrán. El problema principal no estaba ni siquiera en el proceso, sino en el equipamiento que lo acompaña: aleaciones resistentes al calor para el reactor y los intercambiadores de calor. Problemas constantes de corrosión y erosión. Los análogos chinos no siempre resistieron; Hubo que comprar costosos materiales importados, lo que al principio anuló los beneficios económicos del proyecto.

Actualmente hay mucho revuelo en torno al reformado autotérmico (ATR) como tecnología más flexible. Se dice que es mejor en términos de rendimiento y emisiones de hidrógeno. En papel, sí. Pero en la práctica, la clave es el control preciso de la relación oxígeno/vapor/alimentación. El más mínimo fallo y, en lugar del proceso óptimo, se obtiene hollín o metano sin transformar. Vi un intento de poner en marcha una instalación de este tipo en un complejo piloto. El sistema de control se "afiló" en condiciones ideales de laboratorio, pero en realidad las fluctuaciones de presión en la tubería de gas lo arruinaron todo. Tomó un mes perfeccionar los algoritmos. Por lo tanto, la tecnología es prometedora, pero aún requiere mucho “rodaje”. en el campo.

La paradoja ecológica y el truco de la CAC

Este es el principal obstáculo. La producción de hidrógeno a partir de metano produce inevitablemente CO2. Muchos. Por lo tanto, ahora todos los proyectos en China que dicen ser “bajos en carbono” vienen con el prefijo “¿Listo para CAC?” o ?carbono capturado?. Pero la preparación es una cosa y la implementación real es otra. El principal problema no es ni siquiera la tecnología de captura (aunque es cara), sino la logística y el almacenamiento. ¿A dónde debería ir este CO2? No existen muchas formaciones geológicas para el almacenamiento a escala industrial cerca de las fábricas.

Participó en la evaluación del proyecto.hidrógeno de hidrocarburoscon CCS de ciclo completo en Xinjiang. Técnicamente, todo está calculado: captura del 90%, un gasoducto para transportar CO2 a 150 kilómetros hasta un yacimiento de gas agotado. Pero la economía está tambaleante. El costo por tonelada de CO2 capturada y enterrada devora todos los beneficios potenciales del CO2 “limpio”. hidrógeno. El proyecto finalmente fue congelado, a la espera de mayores subsidios gubernamentales o precios más altos para las cuotas de carbono. Hasta ahora, la CAC en China es más un proyecto de demostración que una práctica masiva.

Otro punto son las emisiones indirectas. Todo el mundo cuenta el carbono del proceso de conversión, pero a menudo se olvidan de la parte "gris". huella de la producción de electricidad para el funcionamiento de compresores, bombas, sistemas de control. Si la planta está ubicada en una región donde la red está conectada al carbón, el panorama general de emisiones empeora entre un 20 y un 25%. Por eso, ahora, a la hora de diseñar, recurren cada vez más a instalaciones propias de energías renovables, al menos para cubrir parcialmente las necesidades. Pero esto vuelve a aumentar el precio.

Equipamiento y localización: ¿dónde estamos ahora?

Anteriormente, los equipos clave (reformadores, compresores Syngas, sistemas PSA) se compraban activamente a Linde, Air Products y Topsoe. La tendencia actual es hacia la localización completa. Los fabricantes chinos ya han alcanzado un buen nivel en la fabricación de columnas de gas de síntesis, intercambiadores de calor y sistemas de control. Pero todavía existen dificultades con los catalizadores y algunas aleaciones especiales para zonas de alta temperatura.

Trabajando conChengdu Yizhi Technology Co.(este es un instituto de diseño creado por Huaxi Technology), observó su enfoque. No se limitan a replicar soluciones ya preparadas, sino que a menudo adaptan paquetes tecnológicos a las materias primas específicas del cliente. Su sitio webyzkjhx.rues, de hecho, una cartera de proyectos no estándar. Tienen su propio desarrollo: un catalizador multicapa para la conversión de metano con mayor resistencia al envenenamiento por azufre. Implementado en una instalación en Sichuan. Los resultados no son malos, pero repito, en condiciones ideales. Con cambios repentinos de carga, la actividad cayó más rápido que la del análogo importado. Hay avances, pero todavía tenemos que trabajar para alcanzar la paridad total.

Un caso interesante es el uso de instalaciones modulares prefabricadas de baja y media potencia. Esta es una tendencia en la producción descentralizada de hidrógeno, por ejemplo para gasolineras. Las empresas chinas, incluida Yizhi Technology, son muy activas aquí. Montado, conectado, lanzado. Pero la confiabilidad de estas soluciones “listas para usar” en los duros inviernos del norte de China o la alta humedad en el sur es una gran incógnita. Paradas frecuentes de mantenimiento y sustitución de filtros. La fiabilidad sigue siendo inferior a la de los grandes complejos estacionarios.

Intermedios: el papel del gas de síntesis

Lo que a menudo se pasa por alto es que producir hidrógeno no siempre es el objetivo final. El gas de síntesis es en sí mismo una materia prima valiosa. En China, con su poderosa industria química, esto es de vital importancia. Muchos proyectos se conciben inicialmente como una producción flexible: hoy maximizamos el rendimiento de hidrógeno para las refinerías, mañana cambiamos el modo de producción de metanol o amoníaco.

Me encontré con una situación en la que, debido a cambios en las condiciones del mercado (los precios del hidrógeno cayeron, los precios del metanol aumentaron), fue necesario cambiar urgentemente el sistema operativo. No se trató simplemente de una instalación, sino de un reemplazo físico de los cartuchos en el sistema de purificación fina de hidrógeno (PSA) y un reajuste del sistema compresor. El tiempo de inactividad fue de casi un mes. Ahora, al diseñar nuevas instalaciones, se incorpora una flexibilidad mucho mayor, pero esto nuevamente significa un aumento en los costos de capital.

Otro aspecto es la pureza del hidrógeno. Las pilas de combustible requieren el mayor grado de purificación (hasta 99,999%). Lograrlo utilizando materias primas de hidrocarburos es difícil y costoso. Las principales impurezas (CO y CO2) son venenosas para el catalizador de la pila de combustible. Los métodos de adsorción estándar no siempre dan el resultado deseado. Hay que combinar: conversión a alta temperatura, luego conversión a baja temperatura, luego PSA y, a veces, también separación por membrana. Cada etapa adicional supone una pérdida de presión, energía y, por supuesto, dinero. Por tanto, “¿hidrógeno para el transporte?” El hidrógeno procedente del metano aún no puede competir en precio con el mismo hidrógeno destinado al refinado de petróleo, donde los requisitos de pureza son menores.

De cara al futuro: ¿qué pasará con este segmento?

A pesar de todo el revuelo en torno al hidrógeno verde, las líneas gris y azul de los hidrocarburos dominarán China durante mucho tiempo. Las razones son la infraestructura, el costo y, lo más importante, la disponibilidad de materias primas. La cuestión es cómo hacer que este proceso sea aceptable desde el punto de vista medioambiental. Creo que el futuro no reside en un avance concreto, sino en un conjunto de medidas: la introducción gradual de la CAC allí donde esté geográfica y económicamente justificada; hibridación con fuentes de energía renovables para el suministro eléctrico de instalaciones; y el trabajo continuo en la eficiencia de catalizadores y circuitos térmicos para reducir el consumo de materia prima y energía por unidad de producto.

Mucho dependerá de las políticas de fijación de precios del carbono. Si el costo de las emisiones de CO2 se vuelve significativo, la economía de los proyectos cambiará dramáticamente. Ahora muchas decisiones se toman basándose en la economía de corto plazo, en lugar de la ecología de largo plazo.

Personalmente, soy escéptico ante el inminente abandono total de los hidrocarburos como materia prima para el hidrógeno. Más bien, veremos su nicho. Complejos grandes, modernos, posiblemente híbridos (que utilicen parcialmente biometano) cerca de centros de consumo o sitios de almacenamiento de CO2. Y para los consumidores remotos o pequeños, se desarrollarán electrolizadores alimentados por fuentes de energía renovables. Pero la base, la industria química y la refinación de petróleo, seguirá basándose en tecnologías de conversión de metano y sus análogos durante otros 20 o 30 años. Lo principal no es silenciar los problemas, sino trabajar honestamente en ellos, teniendo en cuenta todos los costes, incluidos los medioambientales.