Производство водорода при централизованной утилизации отходов агропромышленного комплекса

В агропромышленном комплексе существует проблема утилизации большого количества органических отходов. Наибольшая часть отходов образуется на животноводческих фермах (56%) и в растениеводстве (35,6%). Централизованные биогазовые установки являются хорошим решением для эффективной переработки сельскохозяйственных отходов и получения биотоплива. Для Республики Татарстан проведен анализ возможностей утилизации коровьего навоза и сухой биомассы амаранта с последующим производством водорода. Предложена схема размещения пяти крупных предприятий, утилизирующих отходы 7-10 районов, входящих в регион. Описана схема паровой каталитической конверсии биогаза. Предлагаемая схема производства водорода включает в себя: сбор растительных отходов и навоза животноводческих комплексов для централизованной утилизации (оптимальная смесь сухой биомассы листьев Amaranthus retroflexus L. и коровьего навоза по органическому сухому веществу составляет 1:1,5); приготовление смеси и ультразвуковая обработка при частоте 22 кГц и интенсивности воздействия 10 Вт/см²; процесс анаэробного сбраживания в мезофильном режиме при температуре 310 К, время гидравлического удержания 12 сут.; подача компрессором образующегося биогаза в газгольдер для промежуточного хранения; очистка биогаза от углекислого газа, сероводорода и других примесей в скруббере; паровой риформинг метана: биометан компрессором сжимается до давления 15 атм., затем подается в установку риформинга, подогревается, смешивается с паром в соотношении H₂O/CH₄=2,5 и подвергается конверсии при температуре 1073 К и давлении 1 атм., перед выходом полученный газ охлаждается до 573 К; каталитический реактор для осуществления реакции конверсии водяного пара, в котором смесь монооксида углерода с паром подвергается конверсии, продуктами являются водород и диоксид углерода; очистка полученного водорода до чистоты 99,99% об. в системе короткоцикловой адсорбции; подача водорода потребителю. Ежегодно можно утилизировать 4,4 млн. т. отходов, а также производить 107 341 кг/сут водорода с чистотой 99,99% об.

1. Yalcinkaya S. A spatial modeling approach for siting, sizing and economic assessment of centralized biogas plants in organic waste management // Journal of Cleaner Production. Vol. 255, 2020, 120040 https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2020.120040

2. Lavergne C., Bovio-Winkler P., Etchebehere C., García-Gen S. Towards centralized biogas plants: Codigestion of sewage sludge and pig manure maintains process performance and active microbiome diversity // Bioresource Technology. Vol. 297, 2020, 122442 https://doi.org/10.1016/j.biortech.2019.122442

3. Kucuker, M.A., Demirel, B. & Onay, T.T. Enhanced biogas production from chicken manure via enzymatic pretreatment. J Mater Cycles Waste Manag, 2020. https://doi.org/10.1007/s10163-020-01039-w

4. Velásquez Piñas J.A., Venturini O.J., Silva Lora E.E., del Olmo O.A., Calle Roalcaba O.D. An economic holistic feasibility assessment of centralized and decentralized biogas plants with mono-digestion and codigestion systems// Renewable Energy. Volume 139, 2019, Pages 40-51 https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.02.053

5. Hagos K., Zong J., Li D., Liu C., Lu X. 2017. Anaerobic co-digestion process for biogas production: Progress, challenges and perspectives // Renewable and Sustainable Energy Reviewsvol. 76(C), pages 1485- 1496.https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.11.184

6. Joshi, D.C., Sood, S., Hosahatti, R. et al. From zero to hero: the past, present and future of grain amaranth breeding // Theor Appl Genet 2018, 131, 1807– 1823. https://doi.org/10.1007/s00122-018-3138-y

7. Hosseini S.E., Wahid M.A. Hydrogen production from renewable and sustainable energy resources: Promising green energy carrier for clean development // Renewable and Sustainable Energy Reviews. Volume 57, 2016, Pages 850-866 https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.12.112

8. Nikolaidis P., Poullikkas A. A comparative overview of hydrogen production processes // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2017. Volume 67, Pages 597-611. https://doi.org/10.1016/j.rser.2016.09.044

9. Alves H.J., Junior C.B., Niklevicz R.R., Frigo E.P., Frigo M.S., Coimbra-Araújo C.H. Overview of hydrogen production technologies from biogas and the applications in fuel cells // International Journal of Hydrogen Energy. Volume 38, Issue 13, 2013, Pages 5215-5225. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2013.02.057

10. Di Marcoberardino G., Foresti S., Binotti M., Manzolini G. Potentiality of a biogas membrane reformer for decentralized hydrogen production // Chemical Engineering and Processing - Process Intensification. Volume 129, 2018, Pages 131-141. https://doi.org/10.1016/j.cep.2018.04.023

11. Ayodele T.R., Alao M.A., Ogunjuyigbe A.S.O., Munda J.L. Electricity generation prospective of hydrogen derived from biogas using food waste in southwestern Nigeria // Biomass and Bioenergy. 2019, Volume 127, 105291. https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2019.105291

12. Durán P., Sanz-Martínez A., Soler J., Menéndez M., Herguido J. Pure hydrogen from biogas: Intensified methane dry reforming in a two-zone fluidized bed reactor using permselective membranes // Chemical Engineering Journal. 2019, Volume 370, Pages 772-781. https://doi.org/10.1016/j.cej.2019.03.199

13. Ghaebi H., Yari M., Gargari S.G., Rostamzadeh H.Thermodynamic modeling and optimization of a combined biogas steam reforming system and organic Rankine cycle for coproduction of power and hydrogen // Renewable Energy, 2019, Volume 130, Pages 87-102. https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.06.046

14. Chouhan K., Sinha S., Kumar S., Kumar S. Utilization of biogas from different substrates for SOFC feed via steam reforming: Thermodynamic and exergy analyses // Journal of Environmental Chemical Engineering. 2019, Volume 7, Issue 2, 103018. https://doi.org/10.1016/j.jece.2019.103018

15. Bock S., Zacharias R., Hacker V. Experimental study on high-purity hydrogen generation from synthetic biogas in a 10 kW fixed-bed chemical looping system // RSC Advances, 2019, 9, 23686. https://doi.org/10.1039/c9ra03123e

16. Holliger, C.; Alves, M.; Andrade, D.; Angelidaki, I,; Astals, S.; Baier, U.; Bougrier, C.; Buffiere, P.; Carballa, M.; de Wilde, V et al. Towards a standardization of biomethane potential tests // Water Science and Technology. 2016, 74, 2515-2522. https://doi.org/10.2166/wst.2016.336

17. Pham Minh, Doan & Siang, Ji & Vo, Dai-Viet & Phan, Thanh Son & Ridart, Cyrille & Nzihou, Ange & Grouset, Didier. Hydrogen production from biogas reforming: an overview of steam reforming, dry reforming, dual reforming, and tri-reforming of methane. // Hydrogen Supply Chains. Design, Deployment and Operation. 2018, Pages 111-166 https://doi.org/10.1016/B978-0-12-811197-0.00004-X

18. Shagdar E., Lougou B.G., Shuai Y., Ganbold E., Chinonso O.P., Tan H. Process analysis of solar steam reforming of methane for producing low-carbon hydrogen // RSC Adv., 2020, 10, 12582. https://doi.org/10.1039/c9ra09835f

19. Oh K., Kim D., Lim K., Ju H. Multidimensional Modeling of Steam-Methane-Reforming-Based Fuel Processor for Hydrogen Production //Fusion Science and Technology. 2020. Volume 76:4, Pages 415-423. https://doi.org/10.1080/15361055.2020.1712995

20. Patel K.S., Sunoal A.K. Modeling and simulation of methane steam reforming in a thermally coupled membrane reactor // International Journal of Hydrogen Energy, 2007, Vol. 32, Is. 13, pp. 2344-2358. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2007.03.004

21. Yuan J., Ren F., Sundén B. Analysis of chemical-reaction-coupled mass and heat transport phenomena in a methane reformer duct for PEMFCs // International Journal of Heat and Mass Transfer. Volume 50, Issues 3–4, 2007, Pages 687-701. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2006.07.005

22. Quarton C.J., Samsatli S. Power-to-gas for injection into the gas grid: What can we learn from reallife projects, economic assessments and systems modelling? // Renewable and Sustainable Energy Reviews. Volume 98, 2018, Pages 302-316. https://doi.org/10.1016/j.rser.2018.09.007

23. Cheddie D. Ammonia as a Hydrogen Source for Fuel Cells: A Review (в книге Hydrogen Energy - Challenges and Perspectives, глава 13). 2012. https://doi.org/10.5772/47759