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: Temat

  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:
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:
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:
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:
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:
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:
Piroliza metanu - wpływ wybranych parametrów na przebieg procesu
Methane pyrolysis – influence of selected parameters on the course of the process
Autorzy:
Wojtasik, Michał
Burnus, Zygmunt
Markowski, Jarosław
Żak, Grażyna
Lubowicz, Jan
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343883.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
piroliza metanu
turkusowy wodór
dekarbonizacja metanu
methane pyrolysis
turquoise hydrogen
methane decarbonization
Opis:
Piroliza metanu jest metodą otrzymywania wodoru z metanu, która coraz częściej zyskuje zainteresowanie naukowców oraz inwestorów z sektora gospodarki. Technologia ta jest alternatywą dla reformingu parowego – obecnie najczęściej stosowanej metody produkcji wodoru. Pomimo wielu zalet reforming parowy jest procesem, w trakcie którego powstają znaczne ilości ditlenku węgla. Dlatego trwają poszukiwania nowej, wydajnej metody produkcji wodoru. Oprócz elektrolizy wody, pirolizy biomasy wydaje się, że to właśnie piroliza metanu jest najbardziej obiecującą technologią. Metoda ta ma wiele zalet, jest prosta, szybka, uzyskany wodór cechuje się wysoką czystością, jednak największą jej zaletą jest brak ubocznej produkcji ditlenku węgla, co korzystnie wpływa na ocenę zrównoważenia tego procesu. Rozkład metanu przeprowadza się w reaktorach rurowych w temperaturze 600–1200°C, w zależności od rodzaju procesu. W procesie pirolizy obok wodoru powstają proporcjonalne ilości czystego węgla o różnorodnej morfologii oraz różnym poziomie grafityzacji. W pracy przedstawiono charakterystykę stanowiska do pirolizy metanu zbudowanego w 2022 r. w Zakładzie Zrównoważonych Technologii Chemicznych INiG – PIB. Stanowisko pozwala na prowadzenie prób pirolizy metanu w temperaturze do 1100°C. Maksymalna teoretyczna wydajność tej instalacji to 400 ml H2/minutę. Przeprowadzono wstępne próby działania pieca rurowego, wyposażonego w rurowy reaktor kwarcowy o pojemności 6,8 dm3 . Opisano próby termicznego rozkładu metanu w zakresie temperatur 600–1050°C. Za pomocą metod chromatograficznych zbadano zawartość metanu, wodoru, azotu, tlenu oraz sumy węglowodorów C2 i C3 w gazach poprocesowych. Wytypowano zmienne mogące mieć wpływ na rezultaty pirolizy. Sprawdzono wpływ temperatury, czasu reakcji, strumienia surowca oraz składu mieszanki gazów procesowych w wybranych zakresach. Potwierdzono zależności pomiędzy temperaturą i szybkością przepływu substratu a wydajnością procesu.
Methane pyrolysis is a method of obtaining hydrogen from methane, which is increasingly gaining the interest of scientists and investors. This technology is an alternative to steam reforming – currently the most used method of hydrogen production. Despite its many advantages, steam reforming is a process that generates significant amounts of carbon dioxide. Therefore, the search for a new, efficient method of hydrogen production is underway. Apart from water electrolysis and biomass pyrolysis, methane pyrolysis is the most promising technology. It is method with many advantages; it is simple, fast and the hydrogen obtained by it is characterized by high purity, but its greatest advantage is the lack of carbon dioxide emission, which positively affects the assessment of the sustainability of this process. Methane decomposition is carried out in reactors at a temperature of 600–1200°C, depending on the process type. In the pyrolysis process, in addition to hydrogen, proportional amounts of clean carbon, with various morphologies and levels of graphitisation, are produced. The paper presents the characteristics of the methane pyrolysis installation, built in 2022 at the Department of Sustainable Chemical Technologies INiG – PIB. The installation allows for methane pyrolysis tests at temperatures up to 1100°C. The maximum theoretical capacity is 400 ml H2/minute. A furnace equipped with a tubular quartz reactor with a capacity of 6.8 dm3 was used. Methane decomposition, in the temperature range up to 1050°C, has been described. Using chromatographic methods, the content of methane, hydrogen, nitrogen, oxygen and the C2 + C3 hydrocarbons in post-process gases was examined. Variables that may affect the pyrolysis results were selected. The influence of temperature, reaction time, raw material flow rate and the composition of the process gas mixture in selected ranges was checked. The dependencies between the temperature and flow rate of the substrate and the efficiency of the process were confirmed.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 7; 484-489
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Piroliza metanu na tle wybranych metod otrzymywania wodoru
Methane pyrolysis against the background of selected hydrogen production methods
Autorzy:
Markowski, Jarosław
Wojtasik, Michał
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31343893.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
piroliza metanu
reforming parowy
czysty wodór
methane pyrolysis
steam reforming
pure hydrogen
Opis:
Piroliza metanu jest alternatywną do reformingu parowego metodą przetwarzania metanu (gazu ziemnego) do wodoru. Największą różnicą między tymi technologiami jest brak emisji ditlenku węgla w przypadku pirolizy metanu, co biorąc pod uwagę konieczność sekwestracji tego groźnego gazu cieplarnianego w technologii reformingu parowego, powoduje, że piroliza metanu staje się metodą wysoce konkurencyjną, a zainteresowanie nią wśród koncernów paliwowych, firm chemicznych i petrochemicznych stale wzrasta. W niniejszym artykule przedstawiono porównanie wybranych istotnych, perspektywicznych metod otrzymywania wodoru z metodą pirolizy metanu (gazu ziemnego). W porównaniu uwzględniono takie metody jak: reforming parowy, elektroliza wody, piroliza biomasy, fotofermentacja czy gazyfikacja węgla kamiennego. Na podstawie wybranych dostępnych źródeł literaturowych przeanalizowano koszty wytworzenia wodoru poszczególnymi metodami, obejmujące nie tylko cenę surowców, koszt energii, zużycie wody, ale również opłaty za emisję gazów cieplarnianych, koszt dodatkowych surowców i procesów. Pokrótce nakreślono też zalety i wady wybranych metod otrzymywania wodoru. Przeprowadzono analizę ekonologiczną wytypowanych technologii wytwarzania wodoru. Przedstawione wyniki analiz ekonomicznych i ekonologicznych wykazały wysoką przewagę konkurencyjną pirolizy metanu (gazu ziemnego) między innymi nad reformingiem parowym oraz nad elektrolizą wody. Potwierdzeniem korzystnej oceny procesu termicznego rozkładu metanu (gazu ziemnego) jest rosnące zainteresowanie tą technologią wśród dużych zagranicznych koncernów. W artykule zaprezentowano przegląd postępów wybranych istotnych projektów inwestycyjnych, mających na celu budowę przemysłowych instalacji dekompozycji metanu (gazu ziemnego). Opisano rodzaj zastosowanej metody pirolizy przez każdą z firm prowadzących inwestycję w tym zakresie. Obecnie, według wiedzy autorów, żadna z instalacji nie produkuje wodoru metodą pirolizy metanu w skali przemysłowej, największych postępów dokonały firmy BASF, Hypro, Hazar i Gazprom.
Methane pyrolysis is an alternative to steam reforming method of converting methane (natural gas) to hydrogen. The biggest difference between these technologies is the lack of carbon dioxide emissions in the case of methane pyrolysis, which, taking into account the need to sequester this dangerous greenhouse gas in steam reforming technology, makes methane pyrolysis a highly competitive method, and interest in it among fuel concerns, chemical and petrochemical industries is constantly increasing. This article presents a comparison of selected, prospective and important methods of hydrogen production using the method of methane (natural gas) pyrolysis. Methods such as steam reforming, water electrolysis, biomass pyrolysis, photofermentation and hard coal gasification were used for comparison. On the basis of selected available literature sources, the hydrogen production costs by methods were analyzed, including not only the raw materials price, the cost of energy, water consumption, but also fees for greenhouse gas emissions and the cost of additional raw materials and processes. The advantages and disadvantages of selected methods of hydrogen production are also briefly outlined. Econologic analysis of selected hydrogen production technologies is presented. The presented results of economic and econologic analyses showed a high competitive advantage of methane pyrolysis, among others, over steam reforming and water electrolysis. The positive assessment of the process of thermal decomposition of methane (natural gas) is confirmed by the growing interest in this technology among large concerns. The article presents an overview of the progress of selected significant investment projects aimed at the construction of industrial methane decomposition installations. The type of pyrolysis method used by each of the companies carrying out the investment in this area was described. Currently, according to the authors' knowledge, none of the installations produces hydrogen by pyrolysis of methane on an industrial scale, the most advanced progress is made by BASF, Hypro, Hazar and Gazprom.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 6; 428-435
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:
Wykorzystanie energii pochodzącej z farm wiatrowych do produkcji zielonego wodoru
Using energy from wind farms to produce green hydrogen
Autorzy:
Filar, Bogdan
Kwilosz, Tadeusz
Miziołek, Mariusz
Moska, Agnieszka
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348267.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
energia wiatrowa
wodór
energia odnawialna
farmy wiatrowe
wind energy
hydrogen
renewable energy
wind farms
Opis:
Zatwierdzona 2 lutego 2021 r. Polityka energetyczna Polski do 2040 r. (PEP2040) zakłada duży wzrost udziału energii pochodzącej z OZE we wszystkich sektorach gospodarki. Zgodnie z prognozą w 2030 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii brutto powinien wynieść co najmniej 23%. Projekt PEP2040 zakłada rozwój energetyki wiatrowej i fotowoltaicznej, co wpłynie na wzrost zainstalowanej mocy elektrowni wiatrowych do około 8–11 GW oraz fotowoltaicznych do około 10–16 GW. Zgodnie z danymi publikowanymi przez Rynek Elektryczny sumaryczna moc zainstalowanych OZE w Polsce na koniec sierpnia 2022 r. osiągnęła 20,9 GW. Należy podkreślić, że sumaryczna moc zainstalowana w całej polskiej energetyce (OZE i konwencjonalna) w sierpniu 2022 r. wynosiła 59 GW. Spośród elektrowni OZE największy udział miała fotowoltaika (11 GW), co stanowiło 19,2% ogółu zainstalowanych mocy. Natomiast sumaryczna moc elektrowni wiatrowych wynosiła 7,7 GW (13,3%). W publikacji podkreślono również, że w 2022 r. moc zainstalowanej fotowoltaiki wzrosła w porównaniu z rokiem 2021 o 84%, a elektrowni wiatrowych – o 12,7%. Powodem szybkiego rozwoju OZE jest duży wzrost ceny konwencjonalnych nośników energii (paliwa kopalne), który wpłynął na wzrost ceny energii elektrycznej. W czerwcu 2022 r. cena kontraktów na dostawy energii elektrycznej wynosiła około 884,68 PLN/MWh. Dla porównania cena referencyjna energii elektrycznej produkowanej w elektrowniach wiatrowych, na podstawie wyników aukcji przeprowadzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z grudnia 2021 r., wyniosła 250 PLN/MWh. Niestety produkcja prądu przez elektrownię wiatrową zależy od siły wiatru i cechuje się bardzo dużą zmiennością, często zmienia się z godziny na godzinę. Przykładowo w nocy elektrownie mogą pracować z mocą ponad 5 GW, a po południu wykorzystanie ich mocy będzie poniżej 1 GW. W związku z tym, że produkcja energii z OZE jest wysoce niestabilna, to jej nadwyżki powinny zostać zmagazynowane. Głównym celem publikacji jest określenie ilości wodoru, jaka może zostać wyprodukowana z nadwyżek energii pochodzących z elektrowni wiatrowej.
The Energy Policy of Poland until 2040 (EPP2040) approved on 2 February 2021 assumes a significant increase in the share of RES energy in all sectors of the economy. According to the prognosis, in 2030 the share of RES in gross final energy consumption should amount to at least 23%. The EPP2040 assumes that the development of wind and photovoltaic energy, will increase the installed capacity to approx. 8–11 GW (wind) and 10–16 GW (photovoltaic). According to the data published by the Rynek Elektryczny, the total installed capacity of RES in Poland reached 20.9 GW at the end of August 2022. It should be noted that the total installed capacity of the entire Polish energy sector (RES and conventional) in August 2022 was 59 GW. Among power plants classified as RES, the largest share was held by photovoltaics (11 GW), which accounted for 19.2% of the total installed capacity. The total capacity of wind farms was 7.7 GW (13.3%). The publication also emphasizes that in 2022, the installed capacity of photovoltaics, compared to 2021, increased by 84%, and wind farms by 12.7%. The rapid development of RES can be attributed a large increase in the price of conventional energy carriers (fossil fuels), which led to a rise in electricity prices. In June 2022, the price of electricity supply contracts was approximately PLN 884.68/MWh. For comparison, the reference price of electricity produced in wind farms, based on the results of the auction conducted by the President of the Energy Regulatory Office in December 2021, was PLN 250/MWh. Unfortunately, electricity production from wind farms depends on wind strength and characterized by high variability, often changing from hour to hour. For example, at night wind farms can operate with a capacity of over 5 GW, but in the afternoon their capacity utilization may be below 1 GW. As energy production from RES is highly unstable, its surpluses should be stored. The main purpose of this publication is to determine the amount of hydrogen that can be produced from surplus energy from a wind farm.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 11; 716-721
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:
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
Tytuł:
Badania możliwości zmian składu mieszanek metanowo-wodorowych na membranach
Research on the possibility of changing the composition of methane-hydrogen blends on membranes
Autorzy:
Janocha, Andrzej
Jakubowicz, Piotr
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/31348289.pdf
Data publikacji:
2023
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
moduły membranowe
poliimidy
CNG
HCNG
wodór
metan
gaz ziemny
membrane modules
polyimides
hydrogen
methane
natural gas
Opis:
W związku z poszukiwaniem źródeł energii alternatywnych do gazu ziemnego można przyjąć, że w najbliższych latach pojawią się odcinki gazociągów, którymi transportowana będzie mieszanka gazu ziemnego z wodorem (HCNG). Gaz ten lokalnie może być częściowo stosowany jako paliwo do silników spalinowych, np. w pojazdach samochodowych. Wykorzystanie paliw alternatywnych, w tym także wodoru i jego mieszanin z gazem ziemnym, jest widocznym trendem szczególnie w zasilaniu pojazdów komunikacji miejskiej. W artykule opisano paliwo CNG (sprężony gaz ziemny) stosowane już w pojazdach spalinowych w Polsce oraz dokonano analizy opisu nowego paliwa gazowego HCNG (sprężone mieszanki wodoru i gazu ziemnego). Paliwo HCNG całkowicie eliminuje z produktów spalania sadze i cząstki stałe oraz obniża emisję CO2, CO i NOx. W artykule podjęto badania zmian zawartości wodoru w mieszankach z metanem z wykorzystaniem technologii membranowej. Omówiono właściwości membran do separacji gazów i opracowano projekt instalacji. Utworzono stanowisko badawcze membranowego rozdziału mieszanki wodoru z gazem ziemnym, na którym przeprowadzono badania zależności przepływu mieszaniny 15% wodoru w metanie przez moduł z kapilarnymi membranami poliimidowymi. Gaz wpływał do modułu do przestrzeni międzykapilarnej w układzie przeciwprądowym. Przeprowadzono serie testów separacji wodoru i metanu w funkcji ciśnień i wydajności uzyskiwanych produktów. Dla ciśnienia wlotowego 60 bar i ciśnienia permeatu na poziomie 1 bar i 4 bar określano składy permeatu i retentatu. Uzyskano bardzo wyraźny rozdział składników gazowych (H2 i CH4) w poszczególnych produktach. Zawartość wodoru z 15% w gazie wlotowym – wzrasta kilkukrotnie w strumieniu permeatu i obniża się w wysokociśnieniowym strumieniu retentatu. Wyniki niniejszej pracy mogą służyć do opracowania wytycznych do projektu uniwersalnego punktu (stacji) tankowania HCNG (lub innych zastosowań) o dowolnie wymaganej zawartości H2 w metanie w zakresie od 2% do 70% wodoru.
It can be assumed that in the coming years there will be sections of gas pipelines where blends of natural gas and hydrogen (HCNG) will be transported. This gas can be partially used locally as a fuel for internal combustion engines, e.g. motor vehicles. The use of alternative drives, including those powered by hydrogen and its blends with natural gas, is a visible trend, especially in public transport vehicles. The already used CNG fuel (compressed natural gas) in vehicles in Poland was described and the description of the new HCNG gas fuel (compressed hydrogen and natural gas mixtures – hytane) was analyzed. The fuel (HCNG) completely eliminates soot and particulate matter from combustion products and lowers CO2, CO and NOx emissions. In this article, studies of changes in the content with the use of membrane technology were made. Gas separation membranes are discussed and a plant design has been developed. A test stand for the membrane separation of a mixture of hydrogen and natural gas was established. The research was carried out on the dependence of the flow of a mixture of 15% hydrogen in methane through a module with capillary polyimide membranes. The gas flowed into the module into the intercapillary space in a countercurrent system. A series of tests on the separation of hydrogen and methane as a function of pressure and efficiency of the obtained products was carried out. The permeate and retentate compositions were determined for an inlet pressure of 60 bar and a permeate pressure of 4 bar and 1 bar. A very clear separation of gaseous components (H2 and CH4) in individual products was obtained. The hydrogen content of 15% in the feed gas increases several fold in the permeate stream and decreases in the high pressure retentate stream. The results of this work can be used to develop guidelines for the design of a universal HCNG refuelling point (station) (or other applications) with any required H2 content in methane in the range from 2 to 70% hydrogen.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2023, 79, 12; 786-795
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Rodzaje zanieczyszczeń i sposoby oczyszczania wodoru magazynowanego w kawernach solnych w aspekcie zastosowania go w urządzeniach wytwarzających energię
Types of impurities and methods of purifying hydrogen stored in salt caverns in terms of application to energy generating devices
Autorzy:
Janocha, Andrzej
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/2143286.pdf
Data publikacji:
2022
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
magazynowanie wodoru w kawernach
zanieczyszczenia
wodór
oczyszczanie wodoru
hydrogen storage in caverns
hydrogen
impurities
hydrogen purification
Opis:
W artykule dokonano skondensowanego przeglądu literatury na temat podziemnych magazynów gazu (PMG) w kawernach solnych. Przedstawiono analizę możliwości powstawania zanieczyszczeń podczas magazynowania wodoru w kawernach solnych. Część zanieczyszczeń może powstać w początkowej fazie oddawania komory solnej do używania i napełniania, a część – w związku z zachodzącymi procesami chemicznymi i mikrobiologicznymi w trakcie użytkowania kawerny i jej wyposażenia. Wcześniejsze badania wykonane przez Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy w kawernach magazynujących gaz ziemny wykazały obecność pyłów i składników kwaśnych. Oznacza to, że podobnych zagrożeń można się spodziewać przy magazynowaniu wodoru w kawernach solnych. W trakcie prowadzenia prac wiertniczych, a następnie w procesie ługowania komory solnej mogą pozostać w niej składniki, które przez pewien czas mogą generować zanieczyszczenia. Źródłem zanieczyszczeń może być woda słodka używana do ługowania kawerny. Często stosowana jest woda rzeczna (lub ściekowa), która jest tylko filtrowana w celu usunięcia cząstek stałych. Mechanizmy zanieczyszczenia gazowego kawern solnych są także wywoływane obecnością wprowadzonych tam bakterii. Żyją one w komorze solnej na dnie i w obecności siarczanów i węglanów pobierają wodór, wytwarzając H2S i/lub metan. W kolejnej części artykułu wyszczególniono wymagania czystości i zawilgocenia wodoru przerabianego na energię elektryczną: bardzo rygorystyczne wymagania w przypadku ogniw paliwowych i dużo łagodniejsze w przypadku turbin. Następnie przedstawiono oryginalne badania i obliczenia symulacyjne procesu osuszania wodoru z zastosowaniem instalacji glikolowej z wykorzystaniem programu ChemCAD. Uzyskano osuszenie wodoru z zawartością wody na poziomie 0,00048% mol. W końcowej części artykułu dokonano syntetycznego przeglądu technologii oczyszczania wodoru. Wyszczególniono kilka grup metod oczyszczania wodoru. Pierwsza technologia jest oparta na adsorpcji zmiennociśnieniowej gazów PSA. Technologia separacji kriogenicznej nie w pełni pozwala na bezpośrednie wykorzystanie produktu wodorowego do ogniw paliwowych. Trzecią grupą technologii oczyszczania wodoru jest zastosowanie różnych typów membran, z których tylko część pozwala na uzyskanie bardzo wysokiej jakości wodoru. Na otrzymanie najwyższego stopnia czystości wodoru (6N) pozwala technologia elektrochemicznego oczyszczania. System ten oparty jest na membranie do wymiany protonów (PEM-EHP).
The article presents a condensed literature review on underground gas storage (UGS) in salt caverns. An analysis of the possibility of formation of pollution during hydrogen storage in salt caverns is presented. Some of the contaminants may appear in the initial phase of cavern completion and filling, and some due to the ongoing chemical and microbiological processes during the use of the cavern and its equipment operation. Earlier research carried out by the Oil and Gas Institute – National Research Institute in the caverns storing natural gas showed the presence of dust and acid components. This means that similar hazards can be expected when storing hydrogen in salt caverns. During the drilling operation and then in the salt chamber leaching process, components may remain in it, which may generate contamination for some time. The source of contamination may be the freshwater used to leach the cavern. Often, this is river (or sewage) water that is only filtered from solid particles. The mechanisms of gas pollution of salt caverns are also caused by the presence of bacteria introduced there. They live in a salt cavern at the bottom and in the presence of sulphates and carbonates they take up hydrogen, producing H2S and/or methane. The next part of the article lists the requirements for the purity and moisture of hydrogen converted into electricity: very stringent requirements for fuel cells and much milder requirements for turbines. Then, original tests and simulation calculations of the hydrogen drying process were carried out with the use of a glycol installation with the use of the ChemCAD program. Hydrogen was dried with a water content of 0.00048 mol%. At the end of the article, a synthetic review of the hydrogen purification technology is made. Several groups of hydrogen purification methods have been specified. The PSA technology is based on gas adsorption. The cryogenic separation technology does not fully allow the direct use of the hydrogen product in fuel cells. The third group of hydrogen purification technologies is the use of various types of membranes, only some of which allow for obtaining very high-quality hydrogen. The electrochemical purification technology allows to obtain the highest degree of hydrogen purity (6N). The system is based on a proton exchange membrane (PEM-EHP).
Źródło:
Nafta-Gaz; 2022, 78, 4; 288-298
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
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