Разработка и верификация многокомпонентной модели паровой конверсии метана

АКТУАЛЬНОСТЬ. Паровая конверсия метана – доминирующий способ получения водорода. Значительная доля этого процесса в мировых выбросах CO₂ задаёт важность оптимизации его технологических параметров для снижения экологического воздействия. Разработанная многокомпонентная модель паровой конверсии метана в COMSOL Multiphysics актуальна не только благодаря ее применимости к оптимизации существующих производственных установок, но и потенциалом для разработки новых методов утилизации попутного нефтяного газа. В контексте импортозамещения в сфере водородной энергетики данная модель также представляет собой интерес, позволяя рассчитывать технологические параметры промышленных установок.

ЦЕЛЬ. Цель работы состоит в разработке и верификации многокомпонентной модели паровой конверсии метана.

МЕТОДЫ. Методология исследования включает в себя использование экспериментальных данных из литературы и промышленных показателей для интеграции в многокомпонентную модель в COMSOL Multiphysics. Это обеспечивает моделирование сложных химических взаимодействий в условиях, характерных для промышленного процесса паровой конверсии.

РЕЗУЛЬТАТЫ. Разработанная многокомпонентная модель позволяет рассчитывать ключевые параметры процесса паровой конверсии метана, включая концентрацию компонентов (метана, водорода, монооксида и диоксида углерода) и  температуру  по  длине  реактора.  Модель  успешно  описывает  химические взаимодействия между компонентами и учитывает влияние операционных условий, таких как температура, давление и соотношение пар/газ, на эффективность процесса. Верификация модели осуществлялась путем сравнения результатов моделирования с экспериментальными данными и показателями реальных промышленных процессов. Их соответствие подтверждает высокую степень достоверности и пригодность модели для практического применения в инженерных расчетах и оптимизации процессов паровой конверсии метана.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Выводы, сделанные на основе моделирования, могут быть использованы для дальнейшего усовершенствования технологий конверсии метана что способствует повышению их эффективности и экологичности. Существует также потенциал применения модели для расчёта ступеней установок по утилизации продуктов переработки попутного нефтяного газа.

1. Lemus R.G., Duart J.M.M. Updated hydrogen production costs and parities for conventional and renewable technologies // International Journal of Hydrogen Energy. 2010. Vol. 35, № 9. P. 3929–3936.

2. Quéré C.L. et al. Global Carbon Budget 2015 // Earth System Science Data. 2015. Vol. 7, № 2. P. 349–396.

3. Yan W., Hoekman S.K. Production of CO2-free hydrogen from methane dissociation: A review // Environmental Progress & Sustainable Energy. 2013. Vol. 33, № 1. P. 213–219.

4. 2023 levelized cost of energy+ [Electronic resource] // Lazard. 2023. URL: https://www.lazard.com/research-insights/2023-levelized-cost-of-energyplus/ (accessed: 04.02.2024).

5. World Energy Outlook 2023 [Electronic resource] // IEA. 2023. URL: https://www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2023 (accessed: 04.02.2024).

6. Abánades A., Rubbia C., Salmieri D. Technological challenges for industrial development of hydrogen production based on methane cracking // Energy. 2012. Vol. 46, № 1. P. 359–363.

7. Msheik M., Rodat S., Abanades S. Methane cracking for hydrogen production: A review of Catalytic and molten Media Pyrolysis // Energies. 2021. Vol. 14, № 11. P. 3107.

8. Lee J.H., Jegarl S. Selecting optimal CO2-Free hydrogen production technology considering market and technology // Journal of the Korean Society for New and Renewable Energy. 2023. Vol. 19, № 2. P. 13–22.

9. А.А. Филимонова, А.А. Чичиров, Н.Д. Чичирова, А.В. Печенкин. Риформинг углеводородного топлива в электрохимических системах (обзор) // Теплоэнергетика. – 2023. – № 8. – С. 75-85. DOI: 10.56304/S0040363623080027.

10. Di Giuliano A., Gallucci K. Sorption enhanced steam methane reforming based on nickel and calcium looping: a review // Chemical Engineering and Processing - Process Intensification. 2018. Vol. 130. P. 240–252.

11. А.Г.Х. Алфаяад, Д.З. Валиев, Р.А. Кемалов, А.Ф. Кемалов. Применение газотурбинной установки для утилизации попутного нефтяного газа с различным углеводородным составом // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 5(148). – С. 39-46. – DOI: 10.32935/1815-2600-2023-148-5-39-46.

12. «Нижнекамскнефтехим Л.Е.Ф.П. На природном газе: на ПГУ-ТЭС «Нижнекамскнефтехима» состоялся розжиг первой газотурбинной установки [Electronic resource] // Реальное Время. 2021. URL: https://realnoevremya.ru/articles/216576-na-pgu-tes-nknh-sostoyalsya-rozzhig-pervoy-gazoturbinnoy-ustanovki.

13. CChem M.V.T.Bs.P., Twigg M.V. Catalyst Handbook // Routledge eBooks. 2018.

14. Hou K., Hughes R. The kinetics of methane steam reforming over a Ni/α-Al2O catalyst // Chemical Engineering Journal. 2001. Vol. 82, № 1–3. P. 311–328.

15. Rostrup-Nielsen J.R., Christiansen L. Concepts in Syngas manufacture // Catalytic science series. 2011.

16. C.K. Hou, Experimental study of intrinsic kinetics and diffusion during methane steam reforming, Ph.D. thesis, The University of Salford, UK, 1998.

17. Pagliaro M. Catalysis: Concepts and Green Applications. Gadi Rothenberg Wiley-VCH: Weinheim, 2008, 273 pages + XII; ISBN: 978-3-527-31824-7 55,00 €/45,00 £/80,00 $ // Advanced Synthesis & Catalysis. 2008. Vol. 350, № 13. P. 2133–2134.

18. Aasberg-Petersen K. et al. Natural gas to synthesis gas – Catalysts and catalytic processes // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2011. Vol. 3, № 2. P. 423–459.

19. Rostrup-Nielsen J.R., Sehested J., Noerskov J.K. Hydrogen and synthesis gas by steam- and CO2 reforming // ChemInform. 2003. Vol. 34, № 17.

20. Kumar A., Bâldea M., Edgar T.F. A physics-based model for industrial steam-methane reformer optimization with non-uniform temperature field // Computers & Chemical Engineering. 2017. Vol. 105. P. 224–236.

21. Latham D.A. et al. Mathematical modeling of an industrial steam-methane reformer for on-line deployment // Fuel Processing Technology. 2011. Vol. 92, № 8. P. 1574–1586.

22. В.А. Мунц, Ю.В. Волкова, Н.С. Плотников [и др.]. Исследование характеристик энергетической установки 5 кВт на твердооксидных топливных элементах с паровым риформингом природного газа // Теплоэнергетика. – 2015. – № 11. – С. 15.

23. Xu J., Froment G.F. Methane steam reforming, methanation and water-gas shift: I. Intrinsic kinetics // AIChE Journal. 1989. Vol. 35, № 1. P. 88–96.

24. Aparicio L.M. Transient Isotopic Studies and Microkinetic Modeling of Methane Reforming over Nickel Catalysts // Journal of Catalysis. 1997. Vol. 165, № 2. P. 262–274.

25. Jin W., Iglesia E. Isotopic and kinetic assessment of the mechanism of reactions of CH4 with CO2 or H2O to form synthesis gas and carbon on nickel catalysts // Journal of Catalysis. 2004. Vol. 224, № 2. P. 370–383.

26. Trimm D.L., Önsan Z.İ. ONBOARD FUEL CONVERSION FOR HYDROGEN-FUEL-CELL-DRIVEN VEHICLES // Catalysis Reviews. 2001. Vol. 43, № 1–2. P. 31–84.

27. Gokon N. et al. Kinetics of methane reforming over Ru/γ-Al2O3-catalyzed metallic foam at 650–900°C for solar receiver-absorbers // International Journal of Hydrogen Energy. 2011. Vol. 36, № 1. P. 203– 215.

28. Jun H.J. et al. Kinetics modeling for the mixed reforming of methane over Ni-CeO2/MgAl2O4 catalyst // Journal of Natural Gas Chemistry. 2011. Vol. 20, № 1. P. 9–17.