Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

English (EN)·Polski (PL)·Yкраїнський (UK)
Przejdź do strony domowej biblioteki Centralna Biblioteka Wojskowa Link otwiera się w nowym oknie Logo biblioteki Prolib Integro - strona głównaCentralna Biblioteka Wojskowa

Wyszukujesz frazę "wodor" wg kryterium: Wszystkie pola

  Lista filtrów
Wyrównaj
Wyświetlanie 1-15 z 24
Tytuł:
Badania interakcji zachodzących w układzie wodór–skała zbiornikowa–solanka w symulowanych warunkach złożowych
Investigations of interactions occurring in the hydrogen–reservoir rock–formation water system In simulated reservoir conditions
Autorzy:
Wojtowicz, Katarzyna
Steliga, Teresa
Jakubowicz, Piotr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343908.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
magazynowanie
reaktywność
wodór
hydrogen
storage
reactivity
Opis:
W artykule przedstawiono zagadnienia związane z magazynowaniem wodoru w wyeksploatowanych formacjach geologicznych oraz z możliwością wystąpienia interakcji w układach wodór–skała–woda złożowa. Badania kontaktowe prowadzono z wykorzystaniem: materiału skalnego (rdzeń A) o składzie mineralogicznym – kalcyt 99,6%, kwarc 0,4%; trzech rodzajów gazów o różnych stężeniach wodoru (wodór 100%, mieszanina metanu i wodoru w stosunku 84% obj. do 16% obj. oraz mieszanina metanu i wodoru w stosunku 94% obj. do 6% obj.) oraz wody złożowej opracowanej w laboratorium. Określenia interakcji mogących zachodzić w układzie wodór–skała–woda złożowa dokonano na podstawie przeprowadzonych symulacji możliwości wytrącania lub rozpuszczania się składników w układzie za pomocą programu PHREEQC, analiz chromatograficznych fazy gazowej, analiz pierwiastkowych próbek rdzeni z wykorzystaniem metody fluorescencji rentgenowskiej (XRF), analiz mineralogicznych próbek rdzeni z wykorzystaniem metody dyfrakcji rentgenowskiej (XRD) oraz analiz fizykochemicznych wody złożowej przed testami i po ich zakończeniu (metoda chromatografii jonowej oraz spektrofotometryczna). Symulacja możliwości wytrącania lub rozpuszczania się osadów w układzie wodór–rdzeń A–woda złożowa wskazała na wysoki potencjał do rozpuszczania się anhydrytu i gipsu w badanej wodzie złożowej pod wpływem wzrostu stężenia wodoru w układzie. Poza tym w układach: wodór(16%)–rdzeń A–woda złożowa oraz wodór(100%)–rdzeń A–woda złożowa po zakończeniu testów kontaktowych stwierdzono obecność siarkowodoru w ilości odpowiednio 1,74 mg/dm3 oraz 5,98 mg/dm3 . Przeprowadzone analizy elementarne oraz mineralogiczne rdzeni nie wykazały istotnych zmian w ich składzie w wyniku kontaktu z wodorem, natomiast analiza fizykochemiczna wody złożowej potwierdziła możliwość oddziaływania wodoru na materiał skalny oraz wodę złożową. Na podstawie przeprowadzonych testów kontaktowych stwierdzono, że wraz ze wzrostem stężenia wodoru w gazie wzrasta prawdopodobieństwo wystąpienia interakcji pomiędzy wodorem, materiałem skalnym i wodą złożową.
The article presents issues related to hydrogen storage in exploited geological formations and the possibility of interactions in hydrogen–reservoir rock–formation water systems. Contact studies were carried out using rock material (core A) with a mineralogical composition of 99.6% calcite, 0.4% quartz, three types of gases with different concentrations of hydrogen (100% hydrogen, a mixture of methane and hydrogen in a percentage ratio of 84% to 16 % and a mixture of methane and hydrogen in a percentage ratio of 94% to 6%) and formation water developed in the laboratory. The determination of interactions that may occur in a hydrogen-reservoir rock-formation water system was based on simulations of the possibility of precipitation or dissolution of analytes in the system using the PHREEQC program, chromatographic analyses of the gas phase, elemental analyses of core samples using the X-ray fluorescence method (XRF), mineralogical analyses of samples cores using the X-ray diffraction (XRD) method and physico-chemical analyses of the formation water before and after the tests (ion chromatography and spectrophotometric methods). Simulation of the possibility of precipitation or dissolution of sediments in the hydrogen-core A-formation water system showed a high potential for dissolution of anhydrite and gypsum in the studied formation water under the influence of increasing hydrogen concentration in the system. In addition, in the hydrogen(16%)–core A–formation water and hydrogen(100%)–core A–formation water systems, the presence of hydrogen sulphide was found after contact tests in the amount of 1.74 mg/dm3 and 5.98 mg/dm3 , respectively. The elemental and mineralogical analyses of the cores showed no significant changes in their composition after contact with hydrogen, while the physical and chemical analysis of the formation water confirmed the possibility of hydrogen affecting the rock material and the formation water. Based on the conducted contact tests, it was found that the higher the concentration of hydrogen in the gas, the greater the likelihood of interactions between hydrogen, rock material and formation water.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 5; 316-325
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
The impact of hydrogen addition on the methane number of natural gas
Autorzy:
Holewa-Rataj, Jadwiga
Kukulska-Zając, Ewa
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834041.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
liczba metanowa
gaz ziemny
wodór
methane number
natural gas
hydrogen
Opis:
The methane number is an important parameter characterizing motor fuels. The value of the methane number determines the fuel susceptibility to knocking combustion, and the higher its value, the greater the fuel resistance to knocking combustion. Natural gas belonging to the H group should have a minimum methane number above 65 (PN-EN 16726:2018). The dominant view in the literature is that the optimal value of the methane number for gases burned in CNG or LNG fueled car engines should be above 80 due to the efficiency of the engine operation and low emission of harmful substances. In the era of striving to reduce the consumption of fossil fuels and replace them with renewable energy sources (RES), it is important to check how significantly will the hydrogen addition impact the methane number value of natural gas. It is essential because hydrogen has been in the spotlight for several years now as an excellent energy carrier and the so-called clean fuel, and for zero methane number was assumed. The article discusses the effect of hydrogen addition to natural gas on the value of the methane number of the resulting mixture in relation to the minimum and optimal value of the methane number. Data on 19 different compositions of natural gas were used to perform the analysis. They characterized natural gas belonging to group E from the Polish distribution network. The results of the calculations carried out allow us to state that the addition of hydrogen to natural gas, in an amount allowing to maintain the physicochemical parameters of the gas specified in the relevant standards, causes a decrease in the value of the methane number of the resulting natural gas-hydrogen mixture by a maximum of 22.1%. However, in none of the analyzed cases the obtained methane number was lower than the minimum value of 65. With regard to the optimal methane number value for gaseous fuels, it can be concluded that the addition of hydrogen to natural gas (while maintaining the adopted assumptions regarding energy parameters and gas density) can increase the knocking properties of the resulting mixture and make it not an optimal fuel. The performed calculations and analyzes also showed that the change in the methane number value of the natural gas-hydrogen mixture is proportional to the amount of hydrogen introduced into natural gas.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 12; 945--950
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wodór jako element transformacji energetycznej
Hydrogen as part of the energy transformation
Autorzy:
Król, Anna
Kukulska-Zając, Ewa
Holewa-Rataj, Jadwiga
Gajec, Monika
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348193.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
wodór
polityka wodorowa
odnawialne źródła energii
OZE
metoda
oczyszczanie wodoru
wytwarzanie wodoru
hydrogen
hydrogen policy
renewable energy sources
RES
hydrogen purification
method
hydrogen production
Opis:
W publikacji zaprezentowano dostępne i perspektywiczne procesy pozyskiwania i oczyszczania wodoru w odniesieniu do planowanych strategicznych zmian rynku wodoru. W związku z koniecznością wprowadzania zmian związanych z ograniczaniem użytkowania paliw kopalnych na rzecz zastąpienia ich mniej emisyjnymi źródłami energii, głównie odnawialnymi (OZE), nieodzowne będą zmiany zarówno w skali, jak i sposobie wykorzystania wodoru. Dokumenty strategiczne tworzone w tym obszarze pokazują, że w perspektywie lat 2025–2030 nastąpi zwiększenie wykorzystania wodoru jako paliwa transportowego (m.in. w transporcie samochodowym, ciężkim kołowym i kolejowym). Rozważane są również zmiany polegające na wykorzystaniu wodoru pochodzącego ze źródeł odnawialnych w obszarze budownictwa i energetyki, a także wytwarzania ciepła technologicznego. Perspektywy zwiększenia zapotrzebowania na wodór pochodzący z OZE powodują konieczność rozwoju nowych lub niszowych obecnie metod jego wytwarzania oraz separacji i oczyszczania. W artykule przeprowadzono analizę dostępnych metod wytwarzania i oczyszczania wodoru, która wykazała, że wodór w skali przemysłowej produkowany jest najczęściej z paliw kopalnych w procesach reformingu parowego i autotermicznego oraz częściowego utlenienia. Natomiast wodór z odnawialnych źródeł energii otrzymywany jest w procesie elektrolizy oraz w procesach biologicznych i termicznych. Wydajność pozyskiwania wodoru w znanych obecnie procesach jest zróżnicowana (0,06–80%). Także skład pozyskiwanej mieszaniny gazowej jest różny i w związku z tym zachodzi konieczność dobrania metod separacji i oczyszczania wodoru nie tylko w zależności od wymagań podczas jego dalszego zastosowania, ale również w zależności od składu mieszaniny poreakcyjnej zawierającej wodór. Do oczyszczania wodoru w skali przemysłowej najczęściej stosowane są technologie adsorpcji zmiennociśnieniowej (PSA), które pozwalają na pozyskanie wodoru o czystości nawet do 99,99%. Jeśli oczekiwana czystość nie przekracza 95%, istnieje możliwość zastosowania metody destylacji kriogenicznej. Trzecia grupa metod separacji i oczyszczania wodoru to technologie membranowe, stosowane od dawna m.in. do oczyszczania gazów. Do oczyszczania i separacji wodoru najczęściej stosowane są membrany polimerowe, metaliczne lub elektrolityczne.
The publication presents the available and prospective processes for obtaining and purifying hydrogen in relation to the planned strategic changes in the hydrogen market. Due to the necessity to introduce changes related to the limitation of the use of fossil fuels in order to replace them with less emitting energy sources, mainly renewable ones (RES), changes in both the scale and the manner of using hydrogen will be indispensable. Strategic documents developed in this area indicate that in the 2025–2030 perspective, the use of hydrogen as a transport fuel will increase (e.g. in car, heavy road and rail transport). Changes involving the use of hydrogen from renewable sources in the fields of construction and energy as well the generation of process heat, are also considered. The prospects for increasing the demand for hydrogen from renewable energy sources generate the need to develop new or niche methods of its production, separation and purification. The article analyzes the available methods for the production and purification of hydrogen, which showed that hydrogen is produced on an industrial scale mostly from fossil fuels in the processes of steam and autothermal reforming and partial oxidation. On the other hand, hydrogen from renewable energy sources is obtained in the electrolysis process as well as in biological and thermal processes. The hydrogen recovery efficiency in the currently known processes varies (0.06–80%). The composition of the obtained gas mixture is also different, and therefore it is necessary to select the methods of hydrogen separation and purification depending not only on the requirements for its further use, but also on the composition of the hydrogen-containing post-reaction mixture. For the purification of hydrogen on an industrial scale, the most commonly used technology is pressure swing adsorption (PSA), which allows to obtain hydrogen with a purity of up to 99.99%. If the expected purity does not exceed 95%, it is possible to use the cryogenic distillation method. The third group of hydrogen separation and purification methods are membrane technologies, which have long been used for gas purification, among other things. Polymer, metallic or electrolytic membranes are most often used for hydrogen purification and separation.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 7; 524-534
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Magazynowanie wodoru w obiektach geologicznych
Storage of hydrogen in geological structures
Autorzy:
Such, Piotr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1833953.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
wodór
podziemne magazynowanie
wyeksploatowane złoża gazu
kawerny solne
hydrogen
underground storage
exploited gas reservoirs
salt caverns
Opis:
Hydrogen economy became one of the main directions in EU’s Green Deal for making Europe climate neutral in 2050. Hydrogen will be produced with the use of renewable energy sources or it will be obtained from coking plants and chemical companies. It will be applied as ecological fuel for cars and as a mix with methane in gas distribution networks. Works connected with all aspects of hydrogen infrastructure are conducted in Poland. The key problem in creating a hydrogen system is hydrogen storage. They ought to be underground (RES) because of their potential volume. Three types of underground storages are taken into account. There are salt caverns, exploited gas reservoirs and aquifers. Salt caverns were built in Poland and now they are fully operational methane storages. Oli and Gas Institute – National Research Institute has been collaborating with the Polish Oil and Gas Company since 1998. Salt cavern storage exists and is used as methane storages. Now it is possible to use them as methane-hydrogen mixtures storages with full control of all operational parameters (appropriate algorithms are established). Extensive study works were carried out in relation to depleted gas reservoirs/aquifers: from laboratory investigations to numerical modelling. The consortium with Silesian University of Technology was created, capable of carrying out all possible projects in this field. The consortium is already able to undertake the project of adapting the depleted field to a methane-hydrogen storage or, depending on the needs, to a hydrogen storage. All types of investigations of reservoir rocks and reservoir fluids will be taken into consideration.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 11; 794--798
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Rodzaje ogniw paliwowych i ich potencjalne kierunki wykorzystania
Types of fuel cells and their potential directions of use
Autorzy:
Żyjewska, Urszula
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143658.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
ogniwo paliwowe
wodór
alternatywne źródła energii
fuel cell
hydrogen
alternative energy sources
Opis:
Ogniwa paliwowe nie są technologią nową, ale zyskują na popularności i są intensywnie rozwijane. W artykule przedstawiono i scharakteryzowano różne rodzaje ogniw paliwowych będących obecnie w kręgu zainteresowania ośrodków naukowo-badawczych zajmujących się problematyką ochrony środowiska naturalnego. Są to ogniwa paliwowe typu: alkaliczne (AFC, ang. alkaline fuel cell), z kwasem fosforowym (PAFC, ang. phosphoric acid fuel cell), stałotlenkowe (SOFC, ang. solid oxide fuel cell), ze stopionym węglanem (MCFC, ang. molten carbonate fuel cell), z membraną do wymiany protonów (PEMFC, ang. proton exchange membrane fuel cell), w tym ogniwo zasilane bezpośrednio metanolem (DMFC, ang. direct methanol fuel cell). Porównano parametry pracy wymienionych ogniw paliwowych oraz opisano zasadę ich działania. Rosnące zainteresowanie urządzeniami wykorzystującymi wodór jako paliwo wynika również z rozwoju technologii power-to-gas (P2G). Ponadto w artykule przedstawione zostały potencjalne kierunki rozwoju i możliwości wykorzystania ogniw paliwowych w różnych dziedzinach i sektorach gospodarki. Ogniwa paliwowe mogą znaleźć zastosowanie np. w transporcie. Przedstawiono charakterystykę pojazdów samochodowych używanych w Unii Europejskiej, a także specyfikację techniczną samochodów osobowych komercyjnie dostępnych wykorzystujących ogniwa paliwowe z membraną do wymiany protonów. Omówiono możliwość użycia ogniw paliwowych w transporcie zbiorowym (autobusy, pociągi). Przedstawiono możliwości pracy ogniw paliwowych w układach skojarzonych (wytwarzających energię elektryczną i ciepło na cele grzewcze i/lub chłodnicze). Rozważono wykorzystanie technologii ogniw paliowych w dużych jednostkach kogeneracyjnych oraz w układach mikro. Jednym z przedstawionych układów kogeneracyjnych jest połączenie ogniw paliwowych z turbiną gazową. Innym sposobem wykorzystania ogniw paliwowych jest magazynowanie energii w systemach EES. Interesującym rozwiązaniem mogą być również systemy power-to-power, które także zostały krótko scharakteryzowane.
Fuel cells are not a new technology, but they are gaining in popularity and are being intensively developed. The article presents and characterizes various types of fuel cells that are currently of interest to research and development centers dealing with environmental protection issues. These include: alkaline fuel cell (AFC), phosphoric acid fuel cell (PAFC), solid oxide fuel cell (SOFC), molten carbonate fuel cell (MCFC), proton exchange membrane fuel cell (PEMFC), including direct methanol fuel cell (DMFC). The operating param- eters of the previously mentioned fuel cells were compared. The principle of operation of a fuel cell was described. The growing interest in devices using hydrogen as a fuel also results from the development of Power to Gas technology (P2G). Furthermore, the article presents the potential directions of development and use of fuel cells in various fields and sectors of the economy. Fuel cells can be used in transport. The characteristic of motor vehicles fleet by fuel type in usage in the European Union was presented. The technical specification of commercially available passenger cars using fuel cells with proton exchange membrane was presented. The possibility of using fuel cells in public transport (buses, trains) was discussed. The possibilities of operation of fuel cells in combined heat and power systems (CHP) were presented. Usage of fuel cell technology in large cogeneration units and micro systems was considered. One of the presented cogeneration systems is a combination of fuel cells with a gas turbine. Another possibility of using fuel cells is energy storage systems (EES). Interesting way of using fuel cells can also be Power to Power systems, which were briefly characterized.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 5; 332-339
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Dekarbonizacja metanu – kierunki zagospodarowania węgla popirolitycznego
Decarbonisation of methane – directions of post-pyrolytic coal management
Autorzy:
Krasodomski, Wojciech
Wojtasik, Michał
Markowski, Jarosław
Żak, Grażyna
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143377.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
piroliza metanu
sadza
niebieski wodór
dekarbonizacja
methane pyrolysis
soot
blue hydrogen
decarbonisation
Opis:
Prezentowany przegląd literaturowy dotyczy możliwych kierunków zagospodarowania węgla będącego produktem ubocznym procesu pirolizy metanu (dekarbonizacji metanu). Piroliza metanu jest coraz częściej rozpatrywaną metodą będącą alternatywną technologią produkcji wodoru bez emisji CO2 – tak zwanego niebieskiego wodoru. Piroliza/dekarbonizacja stosowana jest do produkcji sadzy od lat trzydziestych XX wieku (np. znany proces firmy Hüls). Piroliza metanu jest procesem endotermicznym, który wymaga, w celu uzyskania wysokiej wydajności, zastosowania temperatur rzędu 1000°C i więcej, co powoduje, że jest to proces mocno energochłonny i kosztowny w porównaniu z aktualnie stosowanymi metodami produkcji wodoru, np. reformingiem parowym. Największą jednak zaletą metody pirolizy/dekarbonizacji metanu / gazu ziemnego jest brak konieczności wychwytywania i składowania CO2 (sekwestracji), co znacznie upraszcza proces i zbliża ekonomiczny koszt wytworzenia wodoru tą metodą do kosztu jego wytwarzania wcześniej wspomnianymi „klasycznymi” metodami. Co więcej, produkcja wodoru tą metodą charakteryzuje się nie tylko mniejszą emisją CO2, ale też pozwala na uzyskanie wodoru o wysokiej czystości, zbliżonego przydatnością do stosowanego w ogniwach paliwowych. Dużym ograniczeniem procesu oprócz wspomnianej wysokiej temperatury jest powstawanie produktu ubocznego w postaci węgla; jeśli w przyszłości wodór będzie pozyskiwany w tym procesie na skalę przemysłową, powstaną duże jego ilości, dlatego znalezienie nowych zastosowań węgla jest kluczowym czynnikiem dla rozwoju tej technologii jako wykonalnej metody produkcji wodoru. Możliwości wykorzystania węgla będą zależeć od jego natury i właściwości. Przeanalizowano dostępne artykuły naukowe i specjalistyczne pod kątem rodzajów powstającego węgla, ze szczególnym uwzględnieniem jego struktury. Podjęto próbę zebrania informacji dotyczących korelacji pomiędzy zastosowaną metodą dekarbonizacji metanu a strukturą powstającego węgla.
The presented literature review concerns possible directions of coal management, which is a by-product of the methane pyrolysis process (methane decarbonization). Methane pyrolysis is more and more often considered as an alternative technology for the production of hydrogen without CO2 emission – the so-called blue hydrogen. Pyrolysis/decarbonization has been used in the production of carbon black since the 1930s (e.g. the well-known Huels process). Methane pyrolysis is an endothermic process that requires, in order to obtain high efficiency, the use of temperatures of 1000°C and more, which makes it a highly energy-consuming and expensive process compared to the currently used methods of hydrogen production, e.g. steam reforming. However, the greatest advantage of the methane/natural gas pyrolysis/decarbonization method is the lack of the need to capture and store CO2 (sequestration), which significantly simplifies the process and brings the economic cost of hydrogen production by this method closer to the cost of its production to the previously mentioned “classic” methods. Moreover, the production of hydrogen by this method is not only characterized by lower CO2 emissions, but also allows to obtain hydrogen of high purity, similar to that suitable for use in fuel cells. A major limitation of the process, in addition to the aforementioned high process temperature, is the formation of a carbon by-product. If hydrogen is obtained from this process on an industrial scale in the future, large amounts of this by-product will be produced, therefore the development of new coal applications is a key factor in the development of this technology as a viable method of hydrogen production. The possibilities of using coal will depend on its nature and properties. The available scientific and specialist articles were analyzed in terms of the types of produced coal, with particular emphasis on its structure. An attempt was made to collect information on the correlation between the applied methane decarbonisation method and the structure of the generated coal.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 1; 56-63
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Strategia w zakresie wodoru na rzecz Europy neutralnej dla klimatu
Hydrogen Strategy for a Climate-Neutral Europe
Autorzy:
Ciechanowska, Maria
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834042.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
strategia wodorowa
zintegrowany system energetyczny
efektywność energetyczna
wodór odnawialny
hydrogen strategy
integrated energy system
energy efficiency
renewable hydrogen
Opis:
The paper discusses the plan of hydrogen strategy for Europe, aimed at the decarbonisation of industrial processes and reaching climatic neutrality with respect to the emission of greenhouse gases. The EU suggests joint actions for the integration of energy systems, with an assumption that the main role in this transformation will be played by hydrogen as a raw material, a fuel, or as an energy carrier and storage. The adopted hydrogen nomenclature is presented depending on the hydrogen production technology and the manner of generating electrical energy. It is emphasised that it is the EU’s priority to produce renewable hydrogen with the use of solar and wind energy. A timetable of actions is presented with respect to the production of renewable hydrogen in three stages, altogether until 2050, with plans for the final period (2030–2050) of reaching full technological maturity of the hydrogen process and its large-scale implementation in all sectors of the industry, in which it is difficult to reduce the emission of greenhouse gases. An objective and assumptions have been presented for an integrated energy system, with energy efficiency in each sector and in every element of the action to be its supposed key indicator. Tasks performed in Polish gas industry in the years 2007–2020 are discussed, including two financial prospects of the Infrastructure and Environment Operational Programme, related to the country’s energy safety. They constituted a preliminary stage for the announced energy transformation. Attention is paid to the emerging hydrogen strategy for Poland, which is to be a subject of public consultation later this year. It will include the entirety of the abovementioned issues, from the production of low-emission hydrogen, or ultimately from renewable sources, to its transmission and storage and until its end use.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 12; 951--954
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Magazynowanie wodoru w sczerpanych złożach gazu ziemnego
Hydrogen storage in depleted natural gas fields
Autorzy:
Miziołek, Mariusz
Filar, Bogdan
Kwilosz, Tadeusz
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143337.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
podziemny magazyn gazu
PMG
podziemny magazyn wodoru
PMW
wodór
underground gas storage
UGS
underground hydrogen storage
UHS
hydrogen
Opis:
W artykule podjęto próbę oceny możliwości magazynowania w sczerpanych złożach gazu ziemnego zapadliska przedkarpackiego mieszaniny składającej się z gazu ziemnego (ok. 90%) i wodoru (do 10%). Problem magazynowania wodoru pojawi się w Europie, a zapewne też i w Polsce w nieodległym czasie, gdyż zgodnie z dyrektywą wodorową ogłoszoną przez UE w 2020 r. wodór produkowany z nadwyżek energii wytwarzanych przez OZE będzie stopniowo zastępował paliwa kopalne. Część wodoru będzie zużywana na bieżące potrzeby, a część będzie magazynowania w zbiornikach napowierzchniowych oraz podziemnych. Podziemne magazyny wodoru (PMW) będą budowane w kawernach solnych oraz w sczerpanych złożach gazu ziemnego. Istniejące podziemne magazyny gazu (PMG) działają w Polsce m.in. w rejonie zapadliska przedkarpackiego – są to np. PMG Husów i PMG Brzeźnica, w których gaz jest magazynowany w piaskowcowych poziomach miocenu. W tym rejonie występuje też cały szereg sczerpanych horyzontów gazowych, które mogą być wykorzystane w przyszłości jako potencjalne magazyny gazu ziemnego i wodoru. Dla potrzeb artykułu wybrano jeden z takich poziomów zbiornikowych, reprezentujący złoże mioceńskie, i przeprowadzono szczegółową analizę jego parametrów geologiczno-złożowych istotnych dla magazynowania wodoru. Zestaw analizowanych parametrów sprecyzowano na podstawie literatury oraz przyjętych ogólnie kryteriów wyboru struktury na potrzeby utworzenia PMG. Analizowane parametry skał magazynowych i uszczelniających dotyczyły: ich składu mineralogicznego i petrofizycznego, składu chemicznego gazu rodzimego oraz wód złożowych, oceny parametrów petrofizycznych skał, budowy strukturalnej poziomów zbiornikowych i uszczelniających, warunków mikrobiologicznych złoża. Dokonano też oceny zjawisk fizycznych, które będą lub mogą być efektem magazynowania wodoru, takich jak np.: proces dyfuzji, mieszanie się gazów i ich ewentualna segregacja oraz możliwość tworzenia się „języków” i „palców wodorowych”. W artykule podano również przykłady magazynów wodoru działających na świecie. Szczegółowo przedstawiono wyniki doświadczalnego podziemnego magazynowania wodoru w Austrii oraz Argentynie. W obu przypadkach projekty były realizowane w ostatnich latach. Szczególnie ważny dla niniejszej pracy był projekt austriacki Underground Sun Storage zrealizowany w Pilsbach w Austrii. Projekt ten jest istotny, gdyż proces magazynowania wodoru został przeprowadzony w podobnych do obszaru zapadliska przedkarpackiego utworach molasowych. Wyniki analiz wytypowanych poziomów zbiornikowych dają podstawę do pozytywnej rekomendacji sczerpanych złóż gazu ziemnego na obszarze zapadliska do celów podziemnego magazynowania wodoru. Jednocześnie jednak zwraca uwagę fakt małej liczby badań istotnych dla podjęcia decyzji o magazynowaniu wodoru w strukturach sczerpanych złóż gazu, dlatego konieczne będzie przed wydaniem takiej decyzji zaplanowanie i przeprowadzenie niezbędnego zakresu badań i analiz. Innym bardzo istotnym elementem będzie też dokonanie przeglądu i analizy stanu technicznego istniejących odwiertów, w tym stanu ich zacementowania oraz analizy materiałoznawczej.
This paper presents the possibility of storing a mixture of natural gas (approx. 90%) and hydrogen (up to 10%) in depleted natural gas fields in the Carpathian Foredeep. The problem of hydrogen storage will arise in Europe, and probably also in Poland, in the near future. In accordance with the hydrogen directive announced by the EU in 2020, hydrogen produced from surplus energy from renewable energy sources is going to gradually replace fossil fuels. A part of the hydrogen will be used for current needs, and some will be stored in the surface and underground reservoirs. Underground hydrogen storage (UHS) facilities will be built in salt caverns and in depleted natural gas fields. The underground gas storage (UGS) facilities operate in Poland, e.g. in the area of the Carpathian Foredeep, (for example UGS Husów and UGS Brzeźnica), where gas is stored in the Miocene sandstone levels. This region is reach in depleted gas horizons that may be used in the future as a potential natural gas and hydrogen storage facilities. In this article, one of such reservoir horizons, representing the Miocene gas field, was selected, and its detailed analysis of geological and reservoir parameters, important for hydrogen storage, was carried out. The set of analyzed parameters was specified on the basis of the literature and generally accepted criteria for selecting a structure for UGS facilities. The analyzed parameters of storage and sealing rocks concerned: their mineralogical and petrophysical composition, chemical composition of native gas and reservoir waters, evaluation of petrophysical parameters of rocks, structure of reservoir and sealing levels, as well as microbiological conditions of the deposit. A physical phenomena that will or may be the effect of hydrogen storage, such as the diffusion process, mixing of gases and their possible segregation, and the possibility of the formation of hydrogen “tongues and fingers” were also assessed. The article also presents examples of hydrogen storage facilities operating in the world. The results of experimental underground hydrogen storage in Austria and Argentina are presented in details. In both cases, the projects were implemented in recent years. The Austrian project Underground Sun Storage realized in Pilsbach, Austria, was particularly important for this work. This project is significant, because the hydrogen storage process was carried out in molasses formations similar to those of the Carpathian Foredeep. The results of the analyses of the selected reservoir levels support a positive recommendation of the depleted natural gas fields in the area of the Carpathian Foredeep for the purpose of the underground hydrogen storage. However, due to the fact that there is a small amount of research relevant to making a decision on the hydrogen storage in the structures of depleted gas fields, it is necessary to plan and conduct more research and analyses. Another very important element will be the review and analysis of the technical condition of the existing wells, including the condition of their cementing and material science analysis.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 3; 219-239
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
An analysis of the effects of hydrogen addition to natural gas on the work of gas appliances
Analiza wpływu dodatku wodoru do gazu ziemnego na pracę urządzeń gazowych
Autorzy:
Wojtowicz, Robert
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835084.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
hydrogen
natural gas
Power to gas
wodór
gaz ziemny
Opis:
Investigation results of hydrogen addition to natural gas 2E on the work of selected gas appliances for both domestic (gas hob with burners equipped with adjustable combustion air aperture, gas-fired air heaters for space heating, air heater type balanced flue, gas fireplace) and commercial (gas stock pot range, gas-fired overhead luminous radiant heater) use have been presented in this paper. A brief description of gas appliances chosen for testing has been given. Gas burners and automation installed in the above mentioned appliances were prepared for natural gas combustion. The tests were carried out with three mixtures of natural gas with 10%, 15% and 23% of hydrogen. Approximate compositions of gases used in the tests and their energy parameters were provided. The following parameters were checked: combustion quality, ignition, cross lighting and flame stability, nominal heat input and thermal efficiency. The results obtained for each device, with consideration of all tested operational and safety parameters, were discussed. When analyzing the results, special attention was given to the matter of heat input of appliances, lowering with decreasing energy parameters of particular gases with hydrogen addition and to the effect of the above on thermal efficiency of the appliance tested. The results were presented on diagrams. The conclusions were formulated considering why, depending on the construction of a particular appliance, the decrease in heat input differently effected its thermal efficiency. By basing on the obtained results the following questions were answered: • Whether the safe and proper operation of domestic appliances might not be affected by hydrogen addition to natural gas; • What amount of hydrogen could be added to natural gas in order to ensure safe and not requiring any modification operation of appliances adapted to natural gas combustion.
W artykule przedstawiono wyniki badania wpływu dodatku wodoru do gazu ziemnego wysokometanowego 2E na pracę wybranych domowych urządzeń gazowych (płyta gazowa z palnikami wyposażonymi w regulowaną przysłonę powietrza do spalania, gazowa nagrzewnica powietrza do ogrzewania pomieszczeń, ogrzewacz powietrza typu balanced flue, kominek gazowy) oraz urządzeń do zastosowań komercyjnych (taboret gazowy oraz promiennik gazowy). W artykule podano krótką charakterystykę wytypowanych do badań urządzeń gazowych. Palniki gazowe oraz automatyka zainstalowane w wyżej wymienionych urządzeniach przystosowane były do spalania gazu ziemnego wysokometanowego. Badania przeprowadzono z wykorzystaniem trzech mieszanin gazu ziemnego wysokometanowego z wodorem o zawartości wodoru odpowiednio: 10%, 15% i 23%. Podano przybliżone składy gazów użytych w badaniach oraz ich parametry energetyczne. Na wybranych do badań urządzeniach sprawdzano takie parametry urządzeń jak: jakość spalania, zapalanie, przenoszenie i stabilność płomienia, znamionowe obciążenie cieplne oraz sprawność cieplna. Wyniki badań uzyskane dla każdego urządzenia omówiono odnosząc się do wszystkich sprawdzanych parametrów użytkowych i bezpieczeństwa. Analizując wyniki badań, szczegółowo poruszono kwestię obniżenia się obciążenia cieplnego urządzeń w miarę spadku parametrów energetycznych poszczególnych gazów z dodatkiem wodoru i wpływ tego zjawiska na uzyskiwaną sprawność cieplną przez badane urządzenia. Otrzymane wyniki badań zobrazowano na wykresach. Sformułowano także wnioski na temat tego, dlaczego w zależności od konstrukcji urządzenia spadek obciążenia cieplnego ma różny wpływ na osiąganą przez urządzenie sprawność cieplną. Na podstawie uzyskanych wyników udzielono odpowiedzi na pytania: • czy dodatek wodoru do gazu ziemnego nie wpłynie na prawidłową i bezpieczną pracę urządzeń gazowych użytku domowego; • jaką ilość wodoru można zatłoczyć do gazu ziemnego wysokometanowego, aby urządzenia przystosowane do spalania gazu ziemnego pracowały bezpiecznie bez potrzeby ich modyfikacji.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 8; 465-472
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wykorzystanie wodoru w gospodarstwie domowym na przykładzie urządzeń, w których zastosowano technologię ogniw paliwowych
Usage of hydrogen in the household on the example of devices utilising fuel cell technology
Autorzy:
Basiura, Maciej
Żyjewska, Urszula
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143215.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
ogniwo paliwowe
wodór
AGD
fuel cell
hydrogen
household appliances
Opis:
W artykule przedstawiono tematykę zagospodarowania wodoru w kontekście polityk krajowych (np. Porozumienie sektorowe na rzecz rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce) i unijnych (pakiet aktów prawnych „Fit for 55”). Jednym ze sposobów wykorzystania wodoru do produkcji energii elektrycznej lub cieplnej jest technologia ogniw paliwowych. Umożliwia ona wytwarzanie ww. energii bez emisji szkodliwych substancji, np. pyłów. W dalszej części artykułu przedstawiono stan ogniw paliwowych w Polsce. Omówiono, jakie projekty i działalności podejmują polskie jednostki na rzecz rozwoju technologii ogniw paliwowych w Polsce. Następnie scharakteryzowano rynek urządzeń dla użytkowników domowych. Obecnie rynek tego typu urządzeń dla gospodarstw domowych jest stosunkowo mały. W katalogach producentów znajdują się agregaty prądotwórcze oraz kogeneratory lub mikrokogeneratory. Krótko omówiono dostępne urządzenia: jakie ogniwa paliwowe wykorzystują, jakim rodzajem paliwa są zasilane, jakie są ich parametry eksploatacyjne (tj. moc cieplna, moc elektryczna, sprawność). W dalszej części artykułu przedstawiono sposoby wprowadzania produktów na rynek Unii Europejskiej. Jeśli ogniwa paliwowe i urządzenia je wykorzystujące mają być dopuszczone do obrotu w Unii Europejskiej, muszą spełniać wymagania odpowiednich rozporządzeń i dyrektyw. Wymieniono rozporządzenia i dyrektywy, którym mogą podlegać urządzenia wykorzystujące ogniwa paliwowe. Następnie przedstawiono zagadnienia związane z certyfikacją i badaniami potwierdzającymi właściwości deklarowane dla urządzeń z ogniwami paliwowymi w Laboratorium Badań Urządzeń Gazowych i Grzewczych Instytutu Nafty i Gazu – Państwowego Instytutu Badawczego. Omówiono zagadnienia związane z zakupem generatora energii elektrycznej wykorzystującego stos ogniw paliwowych, a także konfigurację stanowiska pomiarowego przygotowanego na potrzeby prowadzenia badań realizowanych w ramach pracy statutowej. Podano, jakie instalacje oraz ich opomiarowanie są konieczne do prowadzenia badań. Po stronie zasilającej urządzenia z ogniwem paliwowym znajdują się: paliwo, utleniacz (np. powietrze), energia elektryczna potrzebna do rozruchu urządzenia, natomiast po stronie wyjścia: energia elektryczna i cieplna produkowana przez urządzenie, gazy wylotowe oraz woda.
The article presents the topic of hydrogen management in the context of national (Sectoral agreement for the development of the hydrogen economy in Poland) or EU policies (the document “Fit for 55”). Possible way of using hydrogen to produce electricity or heat is through fuel cell technology. It enables the production of the above-mentioned energy without the emission of harmful substances, e.g. particulate matter. The further part of the article presents the state of art of fuel cells in Poland. The projects and activities undertaken by Polish organization for the development of fuel cell technology in Poland were discussed. Then, the household appliances market was characterized. Currently, the market for this type of appliances is relatively small. Manufacturers' catalogues include power generators and cogenerators or micro-cogenerators. The available devices were briefly discussed: what fuel cells they use, what kind of fuel they are powered by, their operational parameters are given (thermal power, electric power, efficiency). The further part of the article presents the ways of introducing products to the European Union market. If fuel cells and devices that use them are to be marketed in the European Union, they must comply with the relevant regulations and directives. The regulations and directives that fuel cell equipment may be subject to were listed. The issues related to certification and tests confirming declared properties of appliances with fuel cells at the Gas and Heating Equipment Test Laboratory of the Oil and Gas Institute – National Research Institute were presented. The purchase of an electric energy generator using a stack of fuel cells, as well as the configuration of a measuring stand, prepared for the needs of research carried out under the statutory work, were discussed. It was indicated which installations, along with their metering, are necessary for the research. On the supply side of a fuel cell device there is: fuel, oxidant (e.g., air), electricity needed to start the device, while on the output side: electricity and heat produced by the device, exhaust gases and water.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 6; 460-467
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Tłokowe silniki spalinowe zasilane wodorem – wyzwania
Hydrogen fuelled Internal combustion engines – challenges
Autorzy:
Stępień, Zbigniew
Urzędowska, Wiesława
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143412.pdf
Data publikacji:
2021
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
tłokowe silniki spalinowe
wodór jako paliwo do silników spalinowych
wyzwania
perspektywy rozwoju
internal combustion engines
hydrogen as a fuel for internal combustion engines
challenges
prospects for development
Opis:
W artykule opisano potencjał wodoru jako kluczowego nośnika energii w przyszłości. Wskazano przy tym, że spośród znanych paliw alternatywnych wodór stanowi najlepsze rozwiązanie w zakresie ograniczenia lub nawet całkowitego wyeliminowania niebezpiecznych emisji, w tym GHG z pojazdów. Dlatego wodór jest powszechnie postrzegany jako perspektywiczne, zrównoważone paliwo, i to zarówno do zasilania tłokowych silników spalinowych, jak i ogniw paliwowych. Ze względu na zaawansowany rozwój tłokowych silników spalinowych i ich szeroką dostępność mogą one pełnić rolę technologii pomostowej dla szerokiego rozpowszechnienia wodoru jako paliwa. W konsekwencji tłokowy silnik spalinowy zasilany wodorem może stanowić technologię przejściową wykorzystywaną jako napęd różnego typu pojazdów samochodowych, a w szczególności ciężarowych. W dalszej części artykułu szeroko opisano wyzwania, jakie w dalszym ciągu pozostają do rozwiązania, aby zasilane wodorem silniki spalinowe stały się konkurencyjną alternatywą zarówno dla silników napędzanych paliwami węglowodorowymi, jak i napędów elektrycznych. Wyzwania te podzielono na pięć obszarów. W każdym z nich opisano problemy techniczne, konstrukcyjne i materiałowe wymagające dalszych badań i poszukiwania rozwiązań bądź doskonalenia stosowanych już środków zaradczych. W pierwszym obszarze zwrócono uwagę na szkodliwe oddziaływanie wodoru na metale i ich stopy oraz inne materiały. Dyfuzja cząsteczek wodoru w głąb materiału powoduje zmiany w strukturze, a następnie może prowadzić do tzw. kruchości wodorowej, wynikających stąd mikropęknięć wewnątrz materiałów i tzw. korozji wodorowej. Ponadto bardzo niska smarność wodoru powoduje przedwczesne zużycie elementów współpracujących ze sobą, jak zawory dolotowe i przylgnie gniazd zaworowych silnika, iglice wtryskiwaczy i ich gniazda. W drugim obszarze opisano potrzebę dalszej optymalizacji procesów zasilania wodorem, jego zapłonu oraz strategii procesu spalania. Wynika to z konieczności przeciwdziałania przedwczesnemu zapłonowi paliwa i zapobiegania procesom nienormalnego spalania. W trzecim obszarze opisano problemy związane z konstrukcyjnym adaptowaniem i optymalizacją głowic cylindrowych. Jest to wymagane dla ich dostosowania do silników zasilanych wodorem. W głowicach tych muszą być umieszczone wtryskiwacze (wtrysk typu DI) o zwiększonej, w porównaniu z konwencjonalnymi silnikami, wydajności i odpowiednio ukształtowane (zoptymalizowane pod kątem większego odprowadzenia ciepła) kanały płynu chłodzącego. Zwrócono też uwagę na inne elementy konstrukcyjne silnika i systemy współdziałające z silnikiem, które muszą być dostosowane w przypadku zasilania wodorem. W czwartym obszarze przedstawiono wyzwania związane z dalszą optymalizacją wielokrotnego, precyzyjnie sterowanego bezpośredniego wtrysku wodoru do silnika. Piąty, ostatni obszar dotyczył układu smarowania silnika i oleju smarowego. Wskazano na odmiennie przebiegający proces stopniowej utraty właściwości smarnych oleju w porównaniu do oleju smarowego eksploatowanego w silnikach spalinowych zasilanych paliwami konwencjonalnymi. W przypadku silników spalinowych zasilanych wodorem olej smarowy jest szybko rozcieńczany dużą ilością wody przedostająca się do niego z procesu spalania wodoru. Ponadto możliwość jego przedostawania się do komór spalania silnika w powiązaniu z tendencją do tworzenia się osadów na powierzchniach komór spalania tworzy zagrożenie powstawania tzw. hot spots, a zatem miejsc powodujących inicjowanie nienormalnego procesu spalania.
The article describes the potential of hydrogen as a key energy carrier of the future. It points out that among the known alternative fuels, hydrogen is the best solution for reducing or even completely eliminating hazardous emissions, including GHG from vehicles. Therefore, hydrogen is widely seen as a promising sustainable fuel, for powering both internal combustion engines and fuel cells. Due to the advanced development of internal combustion engines and their wide availability, they can act as a bridging technology for the widespread adoption of hydrogen as a fuel. Consequently, the hydrogen-fuelled internal combustion engine could be an intermediate technology for use as a propulsion system for various types of motor vehicles, particularly heavy trucks. The remainder of this article broadly describes the challenges that still need to be addressed for hydrogen-powered internal combustion engines to become a competitive alternative to both hydrocarbon-fuelled engines and battery electric vehicles. These challenges are divided into five areas. Each of them describes technical, constructional and material problems that require further research and the search for solutions or improvement of already applied countermeasures. The first area focuses on the harmful effects of hydrogen on metals and their alloys and other materials. The diffusion of hydrogen molecules deep into the material causes changes in the structure and can then lead to so-called hydrogen embrittlement resulting in microcracks inside the materials and so-called hydrogen corrosion. In addition, the very low lubricity of hydrogen causes premature wear of mating components such as engine intake valves and valve seats, injector needles and their seats. The second area describes the need for further optimisation of hydrogen supply, ignition and combustion strategies. This is due to the need to prevent premature ignition of fuel and to prevent abnormal combustion processes. The third area describes problems related to the structural adaptation and optimisation of cylinder heads. This is required for their adaptation to hydrogen-fuelled engines. These heads must incorporate injectors (DI injection) with improved performance compared to conventional engines and appropriately shaped (optimised for greater heat dissipation) coolant passages. Attention is also drawn to other engine components and systems that must be adapted for hydrogen operation. The fourth area presented challenges to further optimise multiple, precisely controlled direct hydrogen injection into the engine. The fifth and final area focused on the engine lubrication system and lubricating oil. A different process of gradual loss of lubricating properties of oil was indicated in comparison to lubricating oil used in internal combustion engines fuelled with conventional fuels. In the case of hydrogen-fuelled internal combustion engines, the lubricating oil is quickly diluted by large amounts of water entering it from the hydrogen combustion process. In addition, the possibility of its penetration into the combustion chambers of the engine, combined with the tendency to form deposits on the surfaces of the combustion chambers, creates the risk of the formation of so-called "hot spots", i.e. places causing the initiation of abnormal combustion processes.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2021, 77, 12; 830-840
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Ocena kosztów produkcji wodoru z wykorzystaniem energii pochodzącej z instalacji fotowoltaicznej wybudowanej w Polsce
Assessment of hydrogen production costs with the use of energy from a photovoltaic installation build in Poland
Autorzy:
Filar, Bogdan
Miziołek, Mariusz
Kwilosz, Tadeusz
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143211.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
wodór
fotowoltaika
energia
OZE
hydrogen
photovoltaics
renewable energy
Opis:
W 2020 r. Komisja Europejska (KE) ogłosiła strategię wodorową spójną z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu. Strategia zakłada ograniczenie wykorzystania paliw kopalnych do produkcji energii i zastępowanie ich energią odnawialną (OZE), produkowaną głównie przez farmy wiatrowe oraz solarne. Sumaryczna moc uruchomionych instalacji fotowoltaicznych (PV) w Polsce w listopadzie 2021 r. osiągnęła wartość 7,1 GW. Obecnie największą elektrownią fotowoltaiczną w Polsce jest elektrownia o mocy 70 MW wybudowana przez ZE PAK w Brudzewie. Nadwyżki energii pochodzącej z OZE mogłyby zostać wykorzystane do produkcji tzw. zielonego wodoru. W publikacji przedstawiono wyniki analizy, której celem było określenie szacunkowych kosztów produkcji wodoru przez elektrolizer zasilany energią pochodzącą z farmy fotowoltaicznej (PV). W przeprowadzonej analizie założono, że wodór będzie produkowany przez elektrolizer PEM o mocy 2,5 MW. W związku z tym, że ilość produkowanej energii jest zmienna w czasie, to ilość produkowanego wodoru obliczono dla instalacji o mocy zmieniającej się w zakresie 7–11 MW. Zakres minimalny wielkości instalacji był tak dobrany, aby w czerwcu (najlepszym miesiącu dla fotowoltaiki w Polsce) elektrolizer mógł pracować z całą mocą. Natomiast górny zakres mocy instalacji, wynoszący 11 MW, został określony w taki sposób, aby elektrolizer pracował z maksymalną mocą od marca do października. Obliczenia wykazały, że instalacja o mocy 7 MW pozwoli wyprodukować około 1,34 mln mn 3 wodoru, podczas gdy instalacja o mocy 11 MW może wyprodukować około 1,7 mln mn 3 wodoru. W dalszej kolejności obliczono nakłady inwestycyjne dla wszystkich wariantów budowy instalacji fotowoltaicznej. Koszt budowy instalacji o mocy 7–11 MW zmieniał się w przedziale 34,4–44,7 mln zł. Natomiast roczne koszty operacyjne eksploatacji instalacji o mocy 7–11 MW zmieniały się w przedziale 1,19–1,4 mln zł. W dalszej kolejności obliczono koszt wyprodukowania 1 mn 3 wodoru, zakładając eksploatację całej instalacji przez 20 lat. Koszt produkcji 1 mn 3 wodoru uzyskano dzieląc sumę zdyskontowanych kosztów inwestycyjnych i operacyjnych, uzyskaną w okresie 20 lat, przez sumę zdyskontowanej ilości wyprodukowanego wodoru. Obliczenia wykazały, że optymalna instalacja PV dla elektrolizera o mocy 2,5 MW posiada moc 9 MW. Koszt produkcji wodoru obliczony dla instalacji PV o mocy 9 MW wyniósł 3,17 zł/mn 3.
In 2020, the European Commission (EC) announced a hydrogen strategy consistent with the principles of the European Green Deal. The strategy assumes limiting the use of fossil fuels for energy production and replacing them with renewable energy (RES) produced mainly by wind and solar farms. The power of launched photovoltaic (PV) installations in Poland in November 2021 reached a total value of 7.1 GW. Currently, the largest photovoltaic power plant in Poland is the one built by ZE PAK in Brudzewo with a capacity of 70 MW. Surplus energy from RES could be used to produce “green” hydrogen. This publication presents the results of the analysis aimed at determining the estimated costs of hydrogen production by an electrolyser powered by energy from a photovoltaic (PV) farm. In the conducted analysis, it was assumed that hydrogen will be produced by the PEM electrolyser with a capacity of 2.5 MW. Since the amount of produced energy varies with time, the amount of produced hydrogen was calculated for installations with a capacity of 7–11 MW. The minimum installation size was selected so as to allow the electrolyser to operate at full capacity in June (the best month for photovoltaics in Poland). On the other hand, the upper power range of the installation, amounting to 11 MW, was defined in such a way so as to allow the electrolyser to operate at maximum power from March to October. Calculations have shown that the 7 MW installation will produce approximately 1.34 million mn 3 of hydrogen, while an 11 MW plant can produce about 1.7 million mn 3 of hydrogen. Subsequently, the investment outlays were calculated for all variants of building a photovoltaic installation. The cost of building the installation with a capacity of 7–11 MW varied in the range of PLN 34.4–44.7 million. On the other hand, the annual operating costs for the operation of installations with a capacity of 7–11 MW varied in the range of PLN 1.19–1.4 million. Subsequently, the cost of producing 1 mn 3 of hydrogen was calculated, assuming the operation of the entire installation for 20 years. The cost of producing 1 mn 3 of hydrogen was obtained by dividing the sum of discounted investment and operating costs obtained over a period of 20 years by the sum of the discounted amount of produced hydrogen. The calculations showed that the optimal size of the PV installation for a 2.5 MW electrolyser has a capacity of 9 MW. The cost of hydrogen production, calculated for a 9 MW PV installation, was PLN 3.17 mn3.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 6; 451-459
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Europejski Zielony Ład wyzwaniem dla transformacji polskiego przemysłu naftowego i gazowniczego
European Green Deal – a challenge for the transformation of the Polish oil and gas industry
Autorzy:
Ciechanowska, Maria
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834073.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
Europejski Zielony Ład
transformacja sektora energetyki
wodór jako nośnik energii
European Green Deal
energy sector transformation
hydrogen as an energy carrier
Opis:
The article presents the assumptions of the strategic programme established by the European Commission called the European Green Deal. Its goal is to make Europe a climate neutral continent by 2050. The most important initiatives of this programme were discussed, such as achieving emission neutrality on a global level for CO2, including a wide range of renewable energy sources in the energy system, establishing a circular economy or achieving zero emissions of pollutants for a non-toxic environment. The objectives of the industrial transformation are presented, in which the main role is played by the energy sector focusing on decarbonisation and replacing fossil fuels (natural gas, oil, coal) with new carriers (hydrogen), reducing environmental degradation. Various labels of hydrogen (green, blue, violet, black) used in practice, depending on the source, are indicated. The so-called green hydrogen produced with the use of renewable energy (e.g. from photovoltaic power plants or offshore wind farms) enjoys full acceptance by the EU. It leaves the smallest carbon footprint in the process of generation. Attention was drawn to the hydrogen strategies developed in individual EU Member States, including Poland, which take into account not only new technologies of obtaining hydrogen, but also the entire complex of issues related to its transmission, distribution, storage and use. The discussion focused on the so-called hydrogen programs carried out in Poland by various State Treasury companies, as well as the Oil and Gas Institute – National Research Institute, concerning, among other things, a research station for the refuelling of vehicles with hydrogen, a hydrogen purification system or the creation of a laboratory for testing alternative fuels. Programmes supporting the transformation of the economy in the area of research, development and innovation, such as the Horizon Europe or Digital Europe framework programmes, are presented as a source of financing for these transformation efforts.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 10; 757-761
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Wstępne badania nad opracowaniem zaczynów cementowych przeznaczonych do podziemnego magazynowania wodoru w kawernach solnych
Preliminary research on the development of cement slurries for underground hydrogen storage in salt caverns
Autorzy:
Kędzierski, Miłosz
Rzepka, Marcin
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143354.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
kawerny solne
zaczyn cementowy
podziemny magazyn
wodór
energia odnawialna
salt caverns
cement slurry
underground hydrogen storage
renewable energy
Opis:
Artykuł przedstawia wyniki wstępnych badań nad opracowaniem zaczynów cementowych nadających się do uszczelniania rur okładzinowych w odwiertach udostępniających kawerny solne przeznaczone do podziemnego magazynowania wodoru. Receptury cementowe opracowane zostały w INiG – PIB, w Laboratorium Zaczynów Uszczelniających. Badania przeprowadzono dla temperatur w zakresie 25–60°C i ciśnień 10–30 MPa. W badanych zaczynach cementowych jako spoiwo wiążące zastosowano cement wiertniczy G. Zaczyny cementowe sporządzano na solance o pełnym nasyceniu, o gęstości 1,2 g/cm3 , ze względu na bezpośrednią obecność soli w otworze. Do solanki dodawano kolejno środki: odpieniający, upłynniający, przyspieszający wiązanie i obniżający filtrację. Pozostałe składniki: mikrocement, gips modelowy oraz cement mieszano ze sobą i wprowadzano następnie do wody zarobowej. Dla każdego zaczynu cementowego wykonywano badania parametrów reologicznych, określano gęstość i rozlewność. Mierzono odstój wody i czas gęstnienia zaczynu. Wykonywano również badania wytrzymałości na ściskanie po 2, 7, 14 i 28 dniach oraz pomiar porowatości kamieni cementowych po 28 dniach. Po przeanalizowaniu wyników badań porowatości kamieni cementowych oraz pozostałych parametrów zaczynów i kamieni cementowych, do badania przepuszczalności kamienia cementowego dla wodoru wytypowano 1 próbkę mającą najkorzystniejsze parametry. Opracowane zaczyny cementowe charakteryzowały się dobrymi parametrami reologicznymi oraz zerowym odstojem wody. Gęstości zaczynów cementowych wahały się w przedziale od 1,91 g/cm3 do 1,93 g/cm3 . Wszystkie badane próbki kamieni cementowych wraz z upływem czasu odznaczały się wzrostem parametrów mechanicznych. Rozkład porów kamieni cementowych charakteryzował się niewielką ilością porów o średnicy powyżej 100 nm, co świadczy o ich zwartej strukturze. Przedstawione badania pozwolą zdobyć wiedzę na temat zaczynów cementowych przeznaczonych do uszczelniania rur w warunkach podziemnego magazynowania wodoru w kawernach solnych. Wykonane testy stanowią wstęp do dalszych badań nad opracowaniem optymalnych rodzajów zaczynów cementowych przeznaczonych do podziemnego magazynowania wodoru w kawernach solnych.
The article presents the results of preliminary research on the development of cement slurries intended for the underground storage of hydrogen in salt caverns. Laboratory tests of cement slurries were carried out at the Oil and Gas Institute – National Research Institute. The tests were carried out in the temperature range of 25–60°C and the pressure range of 10–30 MPa. Cement slurries were prepared on the basis of class G drilling cement. Cement slurries were prepared using fully saturated brine with a density of 1.2 g/cm3 due to the direct presence of salt in the wellbore. The following agents were added to the brine: defoamers, liquefying agents, accelerating setting and fluid loss control. The remaining ingredients: microcement, model gypsum and cement were mixed together and then added to the mixing water. The cement slurries were tested for density, free water, fluidity, rheological parameters, filtration and thickening time. Compressive strength tests were carried out after 2, 7, 14 and 28 days, while porosity after 28 days. The developed cement slurries were characterized by good rheological parameters and no free water. The densities of tested slurries ranged from 1,91 g/cm3 to 1,93 g/cm3 . All the tested samples of cement stones showed an increase in mechanical parameters with time. The pore distribution of cement stones was characterized by a small number of pores with diameters greater than 100 nm, which proves their compact structure. This research will provide knowledge on cement slurries intended for underground hydrogen storage in salt caverns and constitute initial research in this direction.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 2; 120-127
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Interakcja wodoru ze skałą zbiornikową
Interaction of hydrogen with reservoir rock
Autorzy:
Cicha-Szot, Renata
Leśniak, Grzegorz
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348148.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
magazynowanie wodoru
interakcja
skała
solanka
wodór
rozpuszczanie
minerał
hydrogen storage
rock
brine
hydrogen
interaction
dissolution
mineral
Opis:
Istnieje szereg metod magazynowania wodoru, do których zaliczyć można stosowanie zbiorników napowierzchniowych, wiązanie w wodorkach metali, nanorurkach węglowych, sieciach metaloorganicznych, ciekłych organicznych nośnikach wodoru czy adsorbentach. Jednak to podziemne magazynowanie wodoru w strukturach geologicznych (PMW) wydaje się kluczowe dla rozwiązania problemu długoterminowego magazynowania dużych ilości energii oraz zwiększenia stabilności sieci energetycznej i poprawy wydajności systemów energetycznych. Kryteria wyboru struktury do magazynowania wodoru obejmują szereg czynników technicznych, ekonomicznych, ekologicznych i społecznych. Jednym z najmniej rozpoznanych obszarów badawczych dotyczących PMW jest utrata wodoru in situ wywołana reakcjami geochemicznymi, które mogą wpływać na parametry petrofizyczne oraz wytrzymałość skał uszczelniających. W artykule przeanalizowano reakcje, jakie mogą wystąpić podczas magazynowania wodoru w strukturach geologicznych. Na podstawie studium literaturowego wskazano grupy minerałów, które mogą wpływać na zmiany pojemności magazynowej oraz na czystość gazu. Należą do nich w szczególności węglany, anhydryt, ankeryt i piryt, które stanowiąc skład matrycy skalnej lub cementu, mogą znacząco wpływać na potencjał magazynowy analizowanej struktury. Podczas kontaktu z wodorem minerały te ulegają rozpuszczeniu, w wyniku czego uwalniane są m.in. jony Fe2+, Mg2+, Ca2+, SO42−, HCO3−, CO32−, HS−. Jony te wchodzą nie tylko w skład minerałów wtórnych, ale również na skutek dalszych reakcji z wodorem zanieczyszczają magazynowany nośnik energii domieszkami CH4, H2S i CO2, co ogranicza możliwości dalszego wykorzystania wodoru. Zwrócono również uwagę na możliwość wystąpienia rozpuszczania kwarcu, którego szybkość zależy od stężenia jonów Na+ w solance złożowej oraz pH. Ponadto pH wpływa na reaktywność wodoru i zależy w dużej mierze od temperatury i ciśnienia, które w trakcie pracy magazynu będzie podlegało częstym cyklicznym zmianom. W artykule omówiono wpływ warunków termobarycznych na analizowany proces, co powinno stanowić podstawę do szczegółowej analizy oddziaływania skała–wodór– solanka dla potencjalnej podziemnej struktury magazynowej.
There are several hydrogen storage methods, including surface tanks, metal hydrides, carbon nanotubes, organometallic networks, liquid organic hydrogen carriers, or adsorbents. However, underground hydrogen storage (UHS) appears to be crucial in solving the problem of long-term storage of large amounts of energy, increasing the power grid's stability and improving energy systems' efficiency. The criteria for selecting a hydrogen storage structure include a number of technical, economic, ecological, and social factors. One of the least recognized research areas concerning UHS is the in situ loss of hydrogen caused by geochemical reactions that may affect sealing rocks' petrophysical parameters and strength. The article presents the reactions that may occur during hydrogen storage in geological structures. Based on a literature study, groups of minerals that may affect changes in storage capacity and gas purity have been indicated. These include, in particular, carbonates, anhydrite, ankerite, and pyrite in both the rock matrix and the cement. Upon contact with hydrogen, these minerals dissolve, releasing, among others, Fe2+, Mg2+, Ca2+, SO42– , HCO3–, CO32– , HS– ions. These ions are not only components of secondary minerals but also, as a result of further reactions with hydrogen, pollute the stored energy carrier with admixtures of CH4, H2S and CO2, which limits the possibilities of further hydrogen use. The possibility of quartz dissolution, the rate of which depends on the concentration of Na+ ions in the reservoir brine and the pH, was also noted. Moreover, pH influences the reactivity of hydrogen and depends mainly on temperature and pressure, which will be subject to frequent cyclical changes during the operation of the storage. This review paper discusses the influence of thermobaric conditions on the analyzed process, what should be a base for detailed analysis of the rock-hydrogen-brine interaction for the potential underground storage structure.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 8; 580-588
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Wyświetlanie 1-15 z 24

Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies