Hidrojenin Geleceği , Üretimi ve Kullanımı

0
11
hidrojen reaktör
hidrojen reaktör

Hidrojen serbest formda (H 2 ) bulunmaz ancak su veya metan gibi moleküllerden serbest bırakılmalıdır. Bu nedenle bir enerji kaynağı değildir ve enerji kullanılarak yapılmalıdır. Yıllık saf hidrojen üretiminin yaklaşık yarısı Haber süreci yoluyla azotlu gübrelerin yapımında ve yaklaşık dörtte biri düşük dereceli ham petrolleri (özellikle katranlı kumlardan elde edilenleri) sıvı taşıma yakıtlarına dönüştürmek için kullanılan önemli bir kimyasal üründür. Doğal gaz kadar basit olmasa da, hidrojeni büyük ölçekte ele alma konusunda çok fazla deneyim var.  

Günümüzde çoğu hidrojen, her ikisi de karbon dioksit (CO 2 ) emisyonları ile doğal gazın buharla reformasyonu veya kömürün gazlaştırılmasıyla yapılır . Gelecekteki talep esas olarak sıfır karbonlu hidrojen için olacaktır. Artan hidrojen üretimi planları, esas olarak, kesintili yenilenebilir kaynaklardan elde edilen elektriği kullanan elektrolize dayanmaktadır. Konvansiyonel nükleer reaktörlerin veya diğer enerji santrallerinin pik dışı kapasitesi de kullanılabilir. Gelecekte, sıfır karbonlu hidrojen üretimi için büyük bir olasılık, yüksek sıcaklıklı reaktörler tarafından etkinleştirilen bir termokimyasal süreç kullanılarak nükleer enerjiden gelen ısının doğrudan kullanımıyla suyun ayrıştırılmasıdır.

Petrol rafinerileri ve kimya tesisleri tarafından hızla artan hidrojen talebi, düşük maliyetli teknolojileri tercih ediyor. Sınırlı hidrojen boru hattı ağları zaten mevcut ve üretim tesislerinin kullanıcılardan bir şekilde uzak olmasına izin veriyor.

  • Hidrojen, karbondioksit emisyonu olmadan üretilebiliyorsa, geleceğin enerji sistemlerinin önemli bir bileşeni olarak giderek daha fazla görülüyor. 
  • Yüksek basınçlı muhafaza ihtiyacına rağmen nakliye yakıtı olarak kullanılmaya başlandı.   
  • Ham petrolden sıvı taşıma yakıtlarının üretiminde hidrojen kullanımı hızla artıyor ve katranlı kumların petrol kaynağı olduğu yerlerde hayati önem taşıyor. 
  • Hidrojen, önemli ulaşım yakıtları olan metanol veya dimetil eter (DME) yapmak için karbondioksit ile birleştirilebilir. 
  • Hidrojen ayrıca çelik üretiminde ve diğer metalurjik süreçlerde kok için endüstriyel ölçekte ikame olarak gelecekte uygulamaya sahip olacaktır. 
  • Nükleer enerji, hidrojeni elektrolitik olarak yapmak için kullanılabilir ve gelecekte yüksek sıcaklık reaktörlerinin bunu termokimyasal olarak yapmak için kullanılması muhtemeldir. 
  • Hidrojen üretimi için enerji talebi, bugün elektrik üretimi için olan talebi aşabilir. 

Uluslararası Enerji Ajansı’na (IEA) 1 göre , 2018’de saf hidrojen talebi yaklaşık 74 milyon ton (Mt) idi, bunun 38,2 Mt’ı petrol arıtmada ve 31,5 Mt’ı amonyak üretiminde kullanıldı. Karbon monoksit gibi diğer gazlarla karıştırılmış hidrojen için 42 Mt daha talep vardı. Bunun 12 Mt’ı metanol üretiminde, 4 Mt’ı çelik için doğrudan indirgenmiş demirde (DRI) kullanılmıştır.

Elektrik gibi hidrojen de bir enerji taşıyıcısıdır (ancak birincil enerji kaynağı değildir). Hidrojen, bir ulaşım yakıtı olarak ve diğer uygulamalarda yağın yerini alma potansiyeline sahiptir. Yakıt hücreli elektrikli araçlar (FCEV’ler) için tercih edilen yakıttır, ancak araç ölçeğinde taşınabilir depolama bir zorluktur. Hidrojen içten yanmalı motorlarda da kullanılabilir.

Hidrojen, sıvı hidrokarbonların yerini alabilse de, asla enerji açısından yoğun veya depolanması ve taşınması kolay değildir. Bununla birlikte, pillerle iyi bir şekilde kıyaslanıyor, bu yüzden onun ve hidrojen bazlı sıvı yakıtların çok fazla potansiyeli var.

Elektrik ve hidrojen, enerji taşıyıcıları olarak birbirine dönüştürülebilir. Bununla birlikte, elektrik-hidrojen-yakıt hücresi-elektriğin genel verimliliği %40’tan fazla değildir. Rüzgar ve güneş elektriğinin kesintililiğini azaltmak için bir yaklaşım, elektroliz yoluyla hidrojen yapmak ve bunu gaz şebekesine, yani güçten gaza stratejisine beslemektir. Rüzgardan elde edilen elektriğin çoğunun bu şekilde kullanılabileceği ve elektrik şebekesi yönetimini büyük ölçüde basitleştirdiği öne sürülmüştür.

Gelecekte, yakıt için üretilen hidrojenin bir kısmı, ticaret veya uzun vadeli enerji depolaması için hacimsel olarak daha enerji yoğun bir taşıyıcı ortam olarak amonyağa dönüştürülebilir. Hidrojenin kütle enerji yoğunluğu, metan 50 MJ/kg, propan 46 MJ/kg ve amonyak 19 MJ/kg ile karşılaştırıldığında 120 veya 142 MJ/kg*’dır. Hacimsel olarak, hidrojen, enerji yoğunluğu düşüktür – 10.8 veya 12.75 MJ / Nm 3 (ya da sıvı olarak 8.5 ya da 10.0 MJ / L) **.

* Sırasıyla daha düşük (net yanma ısısı) ve daha yüksek (brüt yanma ısısı) ısıtma değerleri. Böylece 33.3 veya 39.4 kWh/kg. Daha yüksek ısıtma değeri buharlaştırılmış sudaki gizli ısıyı içerir, daha düşük ısıtma değeri (veya net kalorifik değer) bunu hariç tutar.
** Nm 3 = normal metreküp (0 °C sıcaklık ve 1.01325 bar ( yani 1 atmosfer) basınç).

Bütün bunlar, dünya çapındaki kimya ve rafineri endüstrisi ile bağlantılı ve potansiyel olarak çelik üretimi için büyüyen bir hidrojen ekonomisinin halihazırda var olmasına rağmen, çok daha büyük bir ekonominin görünürde olduğuna işaret ediyor. Yakıt olarak hidrojenin yeni kullanımlarıyla, üretimi için birincil enerji talebi elektrik üretimi için olan talebi aşabilir.

Ağır vasıta ve büyük binek araç filosunun dizelden hidrojen FCEV’lere dönüşümünü yansıtacak şekilde, 2050 yılına kadar hem AB hem de Güney Kore’de en büyük hidrojen talebini taşımacılığın oluşturması bekleniyor. Binalar için ısıtmanın, doğal gazın yerini alacak bir sonraki en büyük talep olması bekleniyor. Demiryolları dizel yakıtı hidrojenle değiştirebilir. 

Hidrojen, deniz taşımacılığına veya havacılığa yakıt sağlayacaksa, yakıt ikmali dünya çapında mevcut olmalıdır, bu nedenle Avrupa’nın iddialı planlarının çok daha geniş kapsamlı bir şekilde ele alınması gerekecektir.

LucidCatalyst tarafından Eylül 2020’de yayınlanan bir raporda, elektrik üretimi için yenilenebilir kaynakların dağıtımına ek olarak şunları söyledi: “’ Karbonizasyonun giderilmesi zor’ ekonomik sektörleri ele almanın bilinen tek yolu, temiz enerji taşıyıcısı olarak hidrojenin geniş ölçekli kullanımı ve amonyak gibi sentetik yakıtlar için bir hammadde olarak. Ancak temiz hidrojenin fosil olmayan kaynaklardan, bugün beklenenden daha düşük bir fiyatla – 1 $/kg’ın altında – gelmesi gerekiyor.

Bol miktarda düşük maliyetli hidrojen arzı, azotlu gübrelerin artan mevcudiyetinin yanı sıra nakliyeye yakıt sağlayarak dünya tarımsal üretkenliğini büyük ölçüde artıracaktır.

Nükleer enerjinin rolü

Nükleer enerji zaten büyük bir enerji taşıyıcısı olarak elektrik üretiyor. Çok yüksek kapasite faktörlerinde çalışarak sıfır karbonlu hidrojen üretmek için iyi bir konuma sahiptir. Nükleer enerjinin hidrojen üretimindeki rolünün belki de yirmi yıl içindeki evriminin şu şekilde olduğu görülüyor: 

  • Yoğun olmayan kapasite kullanılarak suyun soğuk elektrolizi (50-55 kWh/kg gerekir).
  • Nükleer reaktörlerden ısı ve elektrik kullanarak düşük sıcaklıkta buhar elektrolizi.
  • Nükleer reaktörlerden gelen ısı ve elektriği kullanarak yüksek sıcaklıkta buhar elektrolizi. 
  • Nükleer ısı kullanarak yüksek sıcaklıkta termokimyasal üretim.
  • Doğal gazın buharla dönüştürülmesine yardımcı olmak için nükleer ısının kullanılması.

Metanın buharla reformasyonu (SMR), hidrojen ve karbon monoksit üretmek üzere metan ve buharı birleştirmek için 700 °C’nin üzerinde sıcaklıklar gerektirir. Bir nükleer ısı kaynağı ile yaklaşık 30% oranında doğal gaz tüketimini azaltacaktır ( örneğin,  bu sadece ısı olacaktır beslemesinin bir bölümü,) ve baca gazı CO ortadan 2  emisyon. Bunun dışında, tüm prosesin verimliliği (birincil ısıdan hidrojene), günümüz reaktörlerinin elektrolizi sürmesiyle (reaktör için %33 x hücre için %75) yaklaşık %25’ten, daha verimli reaktörlerin bunu yapmasıyla %36’ya, %45’e yükselir buharın yüksek sıcaklıkta elektrolizi için, doğrudan termokimyasal üretim ile yaklaşık %50 veya daha fazla. 

Düşük sıcaklıkta buhar elektrolizi, ortam sıcaklıklarında elektrolizin verimliliğini artırır ve geleneksel bir reaktörden 200 °C’ye kadar atık ısıyı kullanır. ABD Enerji Bakanlığı, Ekim 2020’de, hafif su reaktörlerinin entegre hidrojen üretim sistemleriyle esnek çalışmasını ilerletmek ve maliyet paylaşımlı finansman almak için iki proje seçti. Halihazırda devam eden iki proje daha var.

Katı oksit elektrolizinde (SOEC) yüksek sıcaklıkta buhar elektrolizi (HTSE, 550-750 °C veya daha fazla) hem ısı hem de elektriği kullanmak için kanıtlanmıştır ve büyük umut vaat etmektedir. Katı oksit yakıt hücresi teknolojisinin ters reaksiyonudur. Düşük sıcaklıkta elektrolizden yaklaşık üçte bir daha az enerji gerektirir, ancak seramik bileşenlerin sıcak hidrojen ortamında zayıf dayanıklılığı nedeniyle henüz ticarileştirilmemiştir. ABD araştırması, kısmen ABD Enerji Bakanlığı (DOE) tarafından finanse edilen 12,5 milyon dolarlık bir projede Ceramatec ve FuelCell Energy ile birlikte Idaho Ulusal Laboratuvarı’nda. LucidCatalyst, çeşitli kapasite faktörlerinde düşük sıcaklıkta elektroliz maliyetinin üçte ikisinde hidrojen ürettiğini gösteriyor. Yukarıda bahsedilen dört DOE projesinden biri, yüksek sıcaklıkta katı oksit elektroliz hücresine odaklanacaktır. Idaho Ulusal Laboratuvarı, Xcel Energy’nin nükleer santrallerinden birinden gelen ısı ve elektriği kullanan HTSE teknolojisini göstermek için Xcel Energy ile birlikte çalışacak.

Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı (IAEA), nükleer enerji kullanarak büyük ölçekli hidrojen üretiminin ekonomisini değerlendirmek için Hidrojen Ekonomik Değerlendirme Programını (HEEP) geliştirmiştir  . 

Hidrojen doğrudan nükleer ısıdan

Sudan hidrojen üretmek için birkaç doğrudan termo kimyasal süreç geliştirilmektedir. Ekonomik üretim için, hızlı çıktı ve yüksek dönüştürme verimliliği sağlamak için yüksek sıcaklıklar gereklidir. Esasen elektrik kullanmazlar. 

Önde gelen termokimyasal süreçlerin her birinde, sülfürik asidin yüksek sıcaklık (800-1000 °C), düşük basınçlı endotermik (ısı emici) ayrışması oksijen ve kükürt dioksit üretir:

2H 2 SO 4  ⇒ 2H 2 O + 2SO 2  + O 2

O zaman birkaç olasılık var. 1970’lerde General Atomics tarafından icat edilen iyot-kükürt (IS) işleminde iyot, hidrojen iyodür üretmek için kükürt dioksit ve su ile birleşir. Bu, Bunsen reaksiyonudur ve ekzotermiktir, düşük sıcaklıkta (120 °C) meydana gelir: 

2  + SO 2  + 2H 2 O ⇌ 2HI + H 2 SO 4

HI daha sonra endotermik olarak yaklaşık 350-450°C’de hidrojen ve iyodine ayrışır:

2HI ⇌ H 2  + I 2

Bu, yüksek basınçta hidrojen verebilir.

Bütün bunları birleştirdiğimizde net reaksiyon şudur:

2H 2 O ⇒ 2H 2  + O 2

Su dışındaki tüm reaktifler geri dönüştürülür, atık su yoktur, bu nedenle sıfır karbonlu hidrojen ve oksijen yan ürünleri ile kükürt-iyot döngüsü olarak adlandırılabilir. 

Şubat 2010’da Japonya Atom Enerjisi Ajansı (JAEA), bir IS tesisinin hidrojeni termokimyasal olarak üretmesi için operasyonel teknolojiyi geliştirmek üzere Oarai’de HTGR Hidrojen ve Isı Uygulama Araştırma Merkezi’ni kurdu. IS prosesi ile 30 litre/saate kadar laboratuvar ölçeğinde ve tezgah ölçeğinde hidrojen üretimini kanıtlamıştır. JAEA en yüksek sıcaklık Mühendisliği Test Reaktör (HTTR) gelişmelere paralel olarak, 30 m hidrojen üreten bir pilot tesis test projesi 3 400 kW ısıtıldı helyum / h IS sisteminin teknik fizibilitesini test edilmiştir. Bir bitki 1000 m üreten IS 32020’ler için öngörülen entegre bir üretim sisteminin performansını doğrulamak için /h (90 kg/h, 2 t/gün) hidrojen HTTR’ye bağlanacaktı. 2014’te 20 L/saate kadar hidrojen üretimi gösterildi. Ocak 2019’da, 150 saatlik sürekli çalışma boyunca iyot-kükürt işlemini kullanarak hidrojen üretmek için HTTR’yi kullandı. JAEA, yaklaşık 2030 yılına kadar çok yüksek sıcaklıklı reaktörlerle 3$/kg’ın altında hidrojen üretmeyi hedefliyor.

1999’da başlatılan ABD Nükleer Enerji Araştırma Girişimi (NERI), 2005’te kurulan Yeni Nesil Nükleer Santral (NGNP) programıyla bağlantılı Nükleer Hidrojen Girişimi’ni (NHI) içerecek şekilde 2004’te yeniden odaklandı. NGNP, yüksek bir prototipin yapımını ve işletilmesini öngördü. – 2021 yılına kadar sıcaklık gaz soğutmalı reaktör (HTR) ve ilgili elektrik veya hidrojen üretim tesisleri, ancak Obama yönetimi altında fonlar kesildi ve 2013’te ön lisanslama faaliyetleri askıya alındı.

Uluslararası bir NERI anlaşması uyarınca, ABD’deki Sandia Ulusal Laboratuvarları ve ABD’deki General Atomics ile Fransız CEA’sı da bunun için yüksek sıcaklık reaktörlerini kullanmak amacıyla IS sürecini geliştiriyorlardı. Termokimyasal su ayırma için laboratuvar ölçeğinde bir döngü oluşturmuş ve çalıştırmışlardı.

Güney Kore, General Atomics tarafından desteklenen laboratuvar ölçeğinde termokimyasal su ayırmayı da göstermiştir. Aralık 2008’de Kore Atom Enerjisi Komisyonu, 2017 yılına kadar kilit ve temel teknolojilerin geliştirilmesi ve IS sürecini ve çok yüksek sıcaklıklı bir reaktörü (VHTR) kullanarak nükleer hidrojen üretimini gösterme hedefiyle nükleer hidrojen gelişimini ulusal bir program olarak resmen onayladı. ) 2026 yılına kadar.

Hidrojen üretiminin ekonomisi, kullanılan yöntemin verimliliğine bağlıdır. Modüler bir yüksek sıcaklık reaktörüne bağlanan IS çevriminin yaklaşık 2,00 $/kg hidrojen üretmesi bekleniyor. Oksijen yan ürününün de değeri vardır. General Atomics daha önce, 850 °C’de %42 toplam verimlilikle çalışan 2400 MWt HTR’ye dayalı olarak 1.53$/kg ve 950 °C’de ve %52 verimlilikle (her ikisi de %10.5 indirim oranı) 1.42$/kg olarak öngörmüştü. Böyle bir tesis günde 800 ton hidrojen üretebilir. 

Proses ısısı için üretim reaktörü gereksinimleri

Hidrojen üretimi için yüksek sıcaklık – 750-1000 °C gereklidir ve 1000 °C’de dönüşüm verimliliği 750 °C’dekinin üç katıdır. Kimyasal tesisin, güvenlik nedenleriyle, muhtemelen bir ara helyum veya erimiş florür tuzu döngüsü kullanılarak yakındaki reaktörden yalıtılması gerekir. 

Potansiyel olarak uygun üç nükleer reaktör konsepti tanımlanmıştır, ancak yalnızca ilki aşağıdakilerle ilerlemek için yeterince gelişmiştir: 

  • Yüksek sıcaklıklı gaz soğutmalı reaktör (HTR), ya çakıl yatağı ya da altıgen yakıt bloğu tipi. 285 MWe’ye kadar olan modüller 950 °C’de çalışır ancak daha sıcak olabilir. 
  • Gelişmiş yüksek sıcaklık reaktörü (AHTR), kaplanmış parçacık grafit matris yakıt kullanan ve birincil soğutucu olarak erimiş florür tuzu kullanan modüler bir reaktör. Bu, HTR’ye benzer ancak düşük basınçta (1 atmosferden az) ve daha yüksek sıcaklıkta çalışır ve daha iyi ısı transferi sağlar. 1000 MWe/2000 MWt boyutları öngörülmüştür. 
  • Kurşun soğutmalı hızlı reaktör, HTR’lerden daha düşük sıcaklıklarda çalışmasına rağmen – en gelişmişi sadece 540 °C’de çalışan Rus BREST reaktörüdür. Bir ABD projesi, hidrojen üretimi için 780 °C ve tuzdan arındırma için daha düşük sıcaklıklar sağlayacak olan STAR-H2’dir. 

Bunlar,  Küçük Nükleer Güç Reaktörleri  bilgi sayfasında (soğutma sıvısı özellikleriyle birlikte) ve  Gelişmiş Nükleer Güç Reaktörleri  sayfasında daha ayrıntılı olarak açıklanmıştır. 

750 ºC’nin üzerindeki sıcaklıklar için, erimiş florür tuzları, nükleer ısı kaynağı ile kimyasal tesis arasında tercih edilen bir arayüz sıvısıdır. Alüminyum eritme endüstrisi, bunları güvenli bir şekilde yönetme konusunda önemli bir deneyim sağlar. Sıcak erimiş tuz ayrıca, 750 °C’de %48 ila 1000 °C’de %59’luk termal verimlilikle Brayton döngüsü aracılığıyla güç üreten ikincil helyum soğutucusu ile kullanılabilir. Bu kimyasal ve termal koşullar için inşa edilmiş bir tesiste ticari hidrojen üretimi için sürekli sıcaklıkların elde edilmesinde önemli zorluklar devam etmektedir.

Hidrojen için ulusal ve bölgesel planlar ve projeksiyonlar

2019 yılında saf hidrojen talebi, petrol rafinasyonu için 39 Mt ve amonyak üretimi için 32 Mt idi (bunun %80’i gübrelerden). Metanol üretimi, kimyasal üretim veya demir indirgeme için sentez gazındaki 45 Mt hidrojenin 14 Mt’sini kullandı. Toplam hidrojen kullanımı 2020’de yaklaşık 115 Mt idi.

Mayıs 2021’de yayınlanan Uluslararası Enerji Ajansı 2050’ye Kadar Net Sıfır raporu, yıllık hidrojen talebinin 2030’da 200 milyon tonun biraz üzerinde ve 2050’de 530 Mt olduğunu tahmin ediyor. Bunun düşük karbonlu olan oranı 2030’da %70’e ve yaklaşık 90 2050’de hem elektrolizörlerden hem de CCS’li gazdan. Taşımacılıkta hidrojen, kamyonlar için yakıtın üçte birini ve bunun %60’ını nakliye için bir şekilde sağlıyor.

Londra, İngiltere merkezli düşünce kuruluşu Energy Transitions Commission tarafından hazırlanan, Hidrojen Ekonomisini Mümkün Hale Getirmek başlıklı Nisan 2021 raporu, temiz hidrojenin son derece elektrikli bir net sıfır ekonomi elde etmedeki rolünü ortaya koyuyor. 2030 yılına kadar temiz hidrojenin 50 milyon tona çıkarılmasının ana hatlarını çiziyor ve 2050 yılına kadar yıllık 500 ila 800 milyon ton temiz hidrojen tüketimi öngörüyor. Bunun yaklaşık %85’inin yeşil hidrojen olması muhtemel. Hidrojen ve bundan türetilen yakıtlar, toplam nihai enerji talebinin yaklaşık %17’sini oluşturacaktır (%68’in üstünde elektrik). Talepteki ana artış, çelik üretimi ve nakliye gibi doğrudan elektriklendirilmesi zor veya pahalı olan sektörlerden olacaktır.

Tüm bu hidrojenin, 30.000 TWh/yıl’a kadar (doğrudan elektriklendirme için 90.000 TWh/yıl’ın üzerinde) elektroliz yoluyla sıfır karbon olması gerekir. Rapor, küresel olarak 50 GW elektroliz kapasitesinin “ortalama” konumlarda 2 $/kg yeşil hidrojen maliyetini sağlayacağını söyledi.

Uluslararası Enerji Ajansı’nın (IEA) Sürdürülebilir Kalkınma Senaryosu’ndaki 2020 Enerji Teknolojisi Perspektifleri , küresel hidrojen üretiminin hızla büyüyerek enerji kullanımı için yaklaşık 445 Mt’a ve 2070 yılına kadar proses kullanımı için 75 Mt’a çıkacağını öngörüyor. 520 Mt hidrojenin %58’i elektroliz ile üretilecek ve Karbon yakalama ve depolama (CCS) ile fosil yakıtlardan %40. Enerji talebinin %60’ı nakliye, kullanılan prosesin %60’ı kimyasal ve %40’ı çelik üretimidir.

Saf hidrojen için küresel yıllık talep

reaktör istatistik
reaktör istatistik

‘Yeşil hidrojen’ , kesintili yenilenebilir kaynaklardan elektrikle üretilir.
‘Gri hidrojen’ CO karşılık gelen metan elde olmasıdır 2 emisyon.
‘Kahverengi hidrojen’ CO ile, gaz haline getirilmiş kömür üretilir 2 emisyon.
‘Mavi hidrojen’ gri veya kahverengi hidrojendir ancak karbon yakalama ve depolama özelliğine sahiptir (tipik olarak %50-70 verimli).
‘Sarı hidrojen’ elektroliz için nükleer elektrik kullanır.
‘Turkuaz hidrojen’ , katı karbon yan ürünü ile metanın erimiş metal pirolizi ile üretilir.

Yalnızca yeşil ve sarı hidrojen güvenilir bir şekilde sıfır karbondur. Nükleer enerjiden gelecekteki termokimyasal üretimin henüz bir adı yok. Yeşil hidrojen, fazla tedarikten şebekelere veya elektrolizör kapasitesinin daha ekonomik kullanımını sağlayan tahsis edilmiş tedarik kapasitesine sahip olabilir (ancak asla arzın kapasite faktöründen daha büyük olamaz). Sarı hidrojen muhtemelen şebeke beslemesi yoluyla çalışacaktır.

Nisan 2021 raporu ( Les modları de l’hydrogène üretimi Fransız Parlamento Bilimsel ve Teknolojik Değerlendirme Ofisi (OPECST) tarafından yayınlanan ), yenilenebilir kaynaklardan elde edilen yeşil hidrojenin maliyeti dört kat daha fazla olacağından, yalnızca nükleer ve hidroelektrik enerjisinin gerçekçi bir şekilde düşük karbonlu hidrojen üretebileceğini söyledi. Yüksek sermaye maliyetiyle, “elektrolizörler, yenilenebilir enerji kesintilerinin izin vermediği kullanım sürelerini (yılda minimum 5000 saat eşik ve 8000 saate kadar optimal eşik) uzatarak karlı hale getirilmelidir (2000). -4000 saat/yıl). Bu bağlamda, yalnızca nükleer enerji ve hidroelektrik, kontrol edilebilir ve karbonsuz olmanın çifte avantajını sunar” diyor rapor. Dünya çapında, 400 GWe nükleer kapasite ile yılda 70 milyon ton hidrojen sağlanabilir.

 Uluslararası Enerji Ajansı tarafından dünya çapındaki hidrojen projelerinin bir veri tabanı sağlanmaktadır.

Avrupa’da , AB enerji bakanları, hidrojen gelişimine yönelik bağlayıcı olmayan bir siyasi destek bildirisi olan Hidrojen Girişimi’ni Eylül 2018’de imzaladılar. AB, kesintili yenilenebilir kaynaklardan endüstriyi karbondan arındırmak ve havacılık ve ihracat fırsatlarını geliştirmek. Yeşil hidrojen, ‘net-sıfır’ emisyon hedeflerine ulaşmanın anahtarı olarak görülüyor, ancak pahalı ekipman ve gereken elektrik miktarı nedeniyle maliyetler henüz yüksek.

Avrupa Komisyonu’nun hidrojen stratejisi Temmuz 2020’de yayınlanan AB için, 2024 yılına kadar (2020’deki 1 GWe ile karşılaştırıldığında) yenilenebilir enerjiyle çalışan en az 6 GWe elektrolizör kurulması ve 2024 yılına kadar yılda bir milyon tona kadar yeşil hidrojen üretilmesi çağrısında bulunuluyor. 2025’ten itibaren AB Üye devletler, “2030 yılına kadar en az 40 GWe yenilenebilir hidrojen elektrolizörü kurmak ve AB’de on milyon tona kadar yenilenebilir hidrojen üretmek için stratejik bir hedefle” hidrojeni enerji sistemlerinin ayrılmaz bir parçası olarak ele almalıdır. Hidrojen kullanımı, nakliye ve çelik üretimine yaygınlaştırılacaktır. 2030’dan 2050’ye kadar “yenilenebilir hidrojen teknolojileri olgunluğa erişmeli ve büyük ölçekte konuşlandırılmalıdır.” Avrupa Komisyonu, “Avrupa’da yenilenebilir hidrojene yapılan kümülatif yatırımların 2050 yılına kadar 180-470 milyar Euro’ya kadar ve düşük karbonlu fosil bazlı hidrojen için 3-18 milyar Euro aralığında olmasını” bekliyor (yani CCS ile). 

Haziran 2020’de Hydrogen Europe ticaret kuruluşu, 2030 yılına kadar AB hidrojen talebinin yaklaşık 16,9 Mt olacağını ve bunun 7,4 Mt’ı yenilenebilir kaynaklardan üretilen, bazıları Ukrayna ve Kuzey Afrika’dan ithal edilen yeşil hidrojen olacağını söyledi. Nükleer ve CCS ile doğal gaz gibi diğer düşük karbonlu elektrik kullanılarak elektrolizden elde edilen temiz hidrojen, 8.2 Mt sağlar ve CCS ile kömür gazlaştırmasından 1,3 Mt gelir. Raporda, 2030 yılına kadar 1 Mt hidrojen kullanılarak 20 Mt yeşil çelik üretimi öngörülüyor. Diğer kullanımlar, doğal gaz, enerji üretimi ve nakliye yakıtı ile harmanlanacak.

AB şebeke operatörü Energas ve diğer on şirket, 2040 yılına kadar 22.900 km’lik Avrupa Hidrojen Omurgasını teklif ediyor. Bu arada, doğal gaz şebekelerine yaklaşık %20’ye kadar hidrojen karıştırılacak.

Hydrogen Europe, AB planlarının, elektrolizör üretiminin 1 GW/yıl’dan 25 GW/yıl’a genişletilmesi, yakıt hücresi üretiminin 10 ila 100 GW/yıl’a çıkarılması ve ayrıca birçok yardımcı ekipman dahil olmak üzere önemli üretim etkileri olacağını belirtiyor.

Almanya’nın Haziran 2020’de onaylanan ulusal hidrojen stratejisi, 20 TWh yenilenebilir elektrik gerektiren 14 TWh yeşil hidrojen için elektrolizör kapasitesini 2030 yılına kadar 5 GW’a getirmek için yaklaşık 7 milyar Euro teklif ediyor. Strateji ayrıca, hidrojen ithalatına ihtiyaç duyulacağı için yurtdışındaki projeler için 2 milyar € sağladı – tahmini 2030 talebinin yalnızca küçük bir kısmı yurt içinde üretilecek. Amaç yeşil hidrojen kullanmak olsa da, hem mavi hem de turkuaz hidrojen bir rol oynayacaktır.

Fransa , 2018 hidrojen stratejisini desteklemek amacıyla, 2030 yılına kadar 6,5 GW elektrolizör kapasitesinden 7 milyar € yeşil hidrojen sağlıyor ve bunun 2 milyar €’su iki yılda 2022’ye kadar. Bunun yaklaşık %40’ı AB’nin 750 milyar Euro’luk koronavirüs kurtarma programından finanse edilecek.

İspanya hükümeti, AB hidrojen stratejisiyle uyumlu diğer önlemler arasında 4 GW elektroliz kapasitesi, endüstriyel tüketiciler için yeşil hidrojen kotaları ve ulaşımda hidrojen kullanımını hedefleyen 2030 hidrojen yol haritasını onayladı. İspanya şu anda yılda 0,5 milyon ton hidrojen üretiyor ve kullanıyor.

Hollanda’nın hidrojen stratejisi, 2025 yılına kadar 500 MW ve 2030 yılına kadar 3-4 GW elektrolizörü hedefliyor. Yeşil ve mavi hidrojen, başlangıçta %2 ve sonunda %10-20 oranında gaz şebekesine besleniyor. Çeşitli senaryolar, 2050’de yılda 250 ila 430 PJ (70 ila 120 TWh) arasında bir tahmini hidrojen talebine yol açmaktadır.

İngiltere  , 2050 hedefinin beşte birini üretmek için 2030 yılına kadar 5 GW düşük karbonlu hidrojen üretim kapasitesini, özellikle mavi hidrojeni hedefliyor. Şubat 2021’de Birleşik Krallık Nükleer Sanayi Birliği , ülkenin 2050 yılına kadar 225 TWh (6,8 veya 5,7 milyon ton) düşük karbonlu hidrojene nasıl ulaşabileceğini gösteren Hidrojen Yol Haritasını yayınladı. – yüzyılın ortasına kadar 75 TWh (2,3 veya 1,9 Mt) hidrojen üretmek için sıcaklıkta buhar elektrolizi ve termokimyasal su ayırma.

In Italy gaz iletim şirketi Snam yeşil hidrojen için 2025 yılında elektrolizörlerin 100 MW yüklemeye ITM ile işbirliği yapmaktadır.

Çin , yeşil hidrojen için Avrupa kadar agresif hedefler belirlemedi, ancak 2020’de hidrojenle ilgili politikalar ve hedefler önemli ölçüde arttı. Şirketler, üniversiteler ve araştırma enstitülerinden oluşan Çin Hidrojen İttifakı, 2019’da hidrojen üretiminin çoğunluğunun yüzyılın ortasına kadar fosil yakıtlardan yenilenebilir enerjiye geçeceğini öngördü. Çin’in yıllık 22 milyon tonluk hidrojen üretiminin çoğu (dünya toplam temiz hidrojenin üçte biri) kömürden ve sadece %3’ü yenilenebilir kaynaklardan. Cleantech Group’a göre, kömür kullanımının %5’ini oluşturan yaklaşık 1000 kömür gazlaştırıcıya sahiptir. Çin, 2030 yılına kadar bir milyon FCEV ve 1000 hidrojen yakıt ikmal istasyonuna sahip olmayı planlıyor. 2050 yılı hedefi, yılda yaklaşık 60 Mt gerektiren, çoğunlukla gri hidrojen olmak üzere hidrojenin toplam enerjinin %10’unu oluşturması. 

Japonya Ekonomi, Teknoloji ve Sanayi Bakanlığı (METI), 2016’da kapsamlı bir hidrojen stratejisi yol haritası hazırladı ve 2019’da güncelledi . Bu, Japonya’daki fosil yakıt kullanımını esas olarak mavi ve gri hidrojenle değiştirmektir. Hidrojen yakıt hücresi kullanımının 2030 yılına kadar hem binalarda hem de kamyon ve arabalar gibi mobilite uygulamalarında hızlı bir şekilde yaygınlaşması bekleniyor. Maliyeti o zamana kadar 30 JPY/Nm 3’e ve daha sonra ¥20’ye düşürmeyi hedefliyor . Japonya, sıfır karbonlu hidrojen ve amonyak ithal etmeyi planlıyor. 2030 yılına kadar yıllık talebin 110.000 ton olması ve %20’den azının yakıt hücreleri için saf kalite olması bekleniyor.

Mart 2020’de METI’nin Yeni Uluslararası Kaynak Stratejisi , amonyağı “diğer ülkelerde üretilen yenilenebilir enerjiyi ithal etmenin” umut verici bir yolu olarak tanımladı. Ekim 2020’de METI, özel sektörden büyük şirketlerle birlikte Amonyak Enerji Konseyi’ni kurdu ve Japonya’yı teknolojinin yaygınlaştırılması ve tedarik zincirlerinin geliştirilmesi yoluyla özellikle elektrik santralleri ve deniz taşımacılığında bir enerji kaynağı olarak amonyak konusunda dünya lideri olarak konumlandırmayı hedefliyor .

Güney Kore , özellikle sıfır karbonlu hidrojenle çalışan otobüs ve kamyonlar olmak üzere FCEV’lerin kullanımını artırmayı planlıyor ve hidrojen talebinin 2030 yılına kadar iki katına çıkmasını bekliyor. Ulusal hidrojen yol haritası şöyle diyor: “Kore’deki toplam hidrojen potansiyeli 17 Mt (eşdeğeri) 2050’de toplam ulusal enerji talebinin %20’sinden fazlasını oluşturuyor. Bu esas olarak mavi hidrojendir.

Rusya , 2024 yılına kadar yeni bir hidrojen endüstrisi planlıyor. Gazprom, 2021’de yeni bir hidrojen türbinini test edecek ve Gazprom Energieholding ile Siemens arasında bir ortaklığın beklemede olduğu bildiriliyor. Metan pirolizi ile üretmek turkuaz hidrojene Gazprom’un amaçları (yerine buharla reformasyon daha az) yerine CO daha katı karbon bırakmak 2 . Rosatom, elektroliz yoluyla hidrojen üretiyor ve Sahalin adasında hidrojenle çalışan trenleri test etmeyi planlıyor. 

In USA , Enerji en Bölümü üretmek, mağazada, taşıma (DOE) H2 @ Ölçek girişimi destekler yenilikler ve birden sektörlerde hidrojeni kullanmaktadır. ABD hidrojen üretimi 11 Mt / yıl 1.3 EJ termal bir potansiyele sahiptir ve 77 Mt CO serbest, buharla reformasyon ABD Doğal gaz kullanımı yaklaşık% 5 tüketir 2 yıllık. Bu senaryo biraz uzak olsa da, tüm ABD taşımacılığı için hidrojen kullanımı yaklaşık 200 Mt/yıl hidrojen gerektirecektir.

Kasım 2020’de DOE, hidrojen araştırma, geliştirme ve gösterim (RD&D) faaliyetleri için stratejik bir çerçeve sağlamak üzere Hidrojen Program Planını yayınladı. Ekonominin farklı sektörlerinde hidrojenin üretimini, taşınmasını, depolanmasını ve kullanımını ilerletmek için birden fazla DOE ofisinin Ar-Ge çabalarını içerir. “Diğer yakıtlardan farklı olarak hidrojen, fosil, nükleer ve yenilenebilir enerji sistemlerinin daha fazla entegrasyonunu gerektirir ve hidrojenin tüm potansiyelini ve faydalarını gerçekleştirmek için tüm enerji sektörlerinden entegre bir yaklaşım alacaktır.” Stratejinin önemli bir yönü, CCS ile yenilenebilir enerji, nükleer enerji ve fosil yakıtlar dahil olmak üzere çok çeşitli düşük karbonlu yerli enerji kaynaklarından hidrojen üretimini mümkün kılmak.

Ekim 2020’de DOE, maliyet paylaşımlı finansman almak için entegre hidrojen üretim sistemleriyle hafif su reaktörlerinin esnek çalışmasını ilerletmek için iki proje seçti. Halihazırda devam eden iki proje daha var. Dördünden biri, yüksek sıcaklıkta katı oksit elektroliz hücresi kullanmaya odaklanacak. Idaho Ulusal Laboratuvarı, Xcel Energy’nin nükleer santrallerinden birinden gelen ısı ve elektriği kullanarak yüksek sıcaklıkta buhar elektrolizi (HTSE) teknolojisini göstermek için Xcel Energy ile birlikte çalışacak.  

In Avustralya , Victoria Latrobe Vadisi linyit gazlaştırma içinde planlanan Ulusal Hidrojen Yol Haritası sonunda Gippsland Havzası’nda yakındaki CCS ile. Hidrojen Enerjisi Tedarik Zinciri projehidrojeni karayoluyla Loy Yang’dan Japonya’ya ihraç edilmek üzere sıvılaştırılacağı Hastings’e taşıyacak. 500 milyon A$’lık pilot projenin 2020’den itibaren yalnızca üç ton hidrojen üretmesi bekleniyor. 2030’lara kadar ticari ölçekli üretimle birlikte yaklaşık 2 ABD$/kg maliyet öngörülmektedir. Japonya’nın hidrojen yol haritası bu proje için “ilerleme durumu ve başarı olasılığının 2025 mali yılına kadar teyit edilmesi gerektiğini” söylüyor. Avustralya Yol Haritası, bu arada alkalin elektrolizin 4 ABD Doları/kg’ın altında kullanılabileceğini öne sürüyor. Büyük miktarlarda sıvılaştırılmış hidrojen için ihracat pazarları bekleniyor.

hidrojen üretimi 

Hemen hemen tüm hidrojen bugün önemli CO ile, karbon esaslı malzemelerden yapılır 2 emisyonları. Dünya üretimi yaklaşık 75 milyon ton* saf hidrojen, artı 45 Mt diğer gazlarla karıştırılmış ve çelik ve metanol üretimi gibi endüstrilerde kullanılan ve her ikisi de istikrarlı bir şekilde büyüyor.** Suyun elektrolizi ile küçük bir miktar yapılır.

* Termal terimlerle: 9 EJ/yıl, yaklaşık olarak ABD nükleer santrallerinin termal çıktısı ile aynı.
** Uluslararası Enerji Ajansı, Hidrojenin Geleceği – Bugünün fırsatlarını yakalamak , IEA tarafından G20 için hazırlanan Rapor, Japonya (Haziran 2019)

2019-21’deki maliyet tahminleri (CO 2 emisyonlarını maliyetlendirmeden ):  

  • ING: gri hidrojen için yaklaşık 1,50 €/kg, mavi hidrojen için 2,50 €/kg ve yeşil hidrojen için 5-6 €/kg.
  • Bloomberg Yeni Enerji Finansmanı: Yeşil hidrojen 2,50$/kg ile 6,80$/kg arasında değişiyor, ancak potansiyel olarak 2030 yılına kadar 1,40$/kg’a düşüyor.
  • 2020’deki Aurora Enerji Araştırması, seviyelendirilmiş üretim maliyetlerini (daha yüksek ısıtma değeri, gerçek, 2018) konvansiyonel gri hidrojen için yaklaşık 40 €/MWh (1,6 €/kg), mavi hidrojen için 50 €/MWh (2 €/kg) ve Yeşil hidrojen için 80€/MWh (3,2€/kg).
  • Ağustos 2020’de S&P Global Platts: konvansiyonel gri hidrojen 1,24 €/kg, mavi hidrojen 1,31 €/kg ve yeşil hidrojen ( kapex dahil polimer elektrolit membran elektrolizi) 3,43 €/kg.
  • Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı (IAEA) 2019 rakamları şöyleydi: normal elektroliz için kg başına 4,15$, özel nükleer yüksek sıcaklık buhar elektrolizi (HTSE) için 3,23$/kg ve yoğun olmayan HTSE için 2,50$/kg, büyük ölçekli buharla rekabet edebilir metan (gri hidrojen) reformu.
  • 2020’de LucidCatalyst: Konvansiyonel nükleer enerjiden elde edilen 2$/kg sarı hidrojen, potansiyel olarak 2030 yılına kadar bunun yarısına düşüyor. Temel enerji açısından, 2$/kg, 16.7$/GJ (düşük ısıtma değeri) – çoğu doğal gaz fiyatının oldukça üzerinde. LucidCatalyst, temiz hidrojen için 1,50$/kg’ın genel olarak yüksek petrol fiyatlarıyla rekabet edebileceğini, ancak ucuz petrolle 1$/kg’ın altına ihtiyaç duyulacağını öne sürüyor.
  • IEA (2020) : Doğal gazın buharla reformasyonundan elde edilen gri hidrojen için 0,7-1,6 $/kg (azalmadan), ancak elektrolizden kaynaklanan yeşil hidrojen için 3,2-7,7 $/kg.
  • Platts : yeşil hidrojen 4,05€/kg Mart 2021, gri hidrojen ile karşılaştırıldığında 1,64€/kg.

2020’nin ortalarında, çoğu yenilenebilir enerjiye dayalı 14 yeni hidrojen üretim projesi yapım aşamasındaydı, bazıları uluslararası ticarete yönelikti. Enerji Ekonomisi ve Finansal Analiz Enstitüsü (IEEFA), 2030’da bu tür kaynaklardan yılda 2,9 milyon tonun çevrimiçi olacağını tahmin ediyor. Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), 2019’daki küresel hidrojen üretiminin 830 milyon ton karbon saldığını tahmin ediyor. dioksit, enerji ile ilgili emisyonların %2,2’sine eşdeğer.

Buhar metan reforming, kömür gazlaştırma

Günümüzde çoğu hidrojen, doğal gazın (metan, dolayısıyla ‘SMR’) buharla reformasyonu ile yapılır. Tedarikin yaklaşık dörtte biri, hidrojen ve karbon monoksit içeren sentez gazı oluşturmak için yüksek sıcaklık ve basınç altında buhar ve oksijen ile reaksiyona sokularak kömürden sağlanır. CO sürece bu ürün, gri hidrojen olarak adlandırılan 2 emisyonları büyük ölçüde mavi hidrojen olduğu durumda, karbon yakalama ve depolama (CCS) tarafından korunmaktadır. 

Buhar-metan reformasyonunda metan, hidrojen ve karbon monoksit (az miktarda karbon dioksit ile) üretmek için bir katalizör varlığında 3-25 bar basınç altında buharla reaksiyona girer. Buhar reformasyonu endotermiktir ve 700 °C ila 1000 °C arasında buhar kullanır.

2CH 4 + 2H 2 O    ⇌ 2CO + 3H 2 ∆H +206 kJ/mol
CO + H 2 O ⇌ CO 2 + H 2    ∆H -41 kJ/mol – su-gaz kaydırma reaksiyonu (ekzotermik)

Kömürün gazlaştırılması benzerdir, kömürdeki karbonu yüksek sıcaklık ve basınç altında oksijen ve buharla reaksiyona sokar:

3C + O 2 + H 2 O ⇌ 3CO + H 2
CO + H 2 O ⇌ CO 2 + H 2    ∆H -41 kJ/mol – su-gaz kaydırma reaksiyonu (ekzotermik)

Saf hidrojen yaklaşık 76%, doğal gaz ve kömür gazlaştırma 23 ile% yapılan ile bu CO 830 Mt sebebiyet verir 2 emisyonları yıl – SMR tarafından üretilen hidrojen, her ton CO en az 11 ton sebebiyet verir 2 .  

ABD’deki Great Plains Synfuel tesisi, CCS ile kahverengi kömür gazlaştırmasından hidrojen açısından zengin sentez gazı formunda günde 1300 ton hidrojen üretiyor. CO yaklaşık yarısı 2 yakalanır ve geliştirilmiş yağ geri kazanımı için iki petrol yataklarından satıldı.

Port Arthur, Teksas, Air Products SMR Bu CO yaklaşık 90% yakalar 2013 karbon yakalama (yerine amin emme yerine) vakum değişimli adsorpsiyon gaz ayırma teknolojisi kullanılarak kullanmaktadır 2 ve geliştirilmiş yağ geri kazanımı için 1 Mt / yıl yaklaşık satan yakınlarda. ABD Enerji Bakanlığı (DOE), projenin maliyetinin üçte ikisini finanse etti.

En Görev projesi Alberta, Kanada, hidrojen SMR ve CO’nun bilinmeyen bir oran ile üretilmiştir 2 kadar 1 Mt / yıl – – yer altı 2 km depolanır.

Avustralya’nın linyit gazlaştırma planları, 500 ton/gün’ün üzerindeki tesislerin ekonomik olmasını ve dolayısıyla ölçek elde etmek için ihracata dayanmasını öngörmektedir.

piroliz

Turkuaz hidrojen olarak adlandırılan, katalitik aktif Ni-Bi alaşımlı bir erimiş metal reaktörü kullanılarak metanın piroliz ayrışması ile katı bir karbon kalıntısı bırakarak yapılabilir. Proses ısısı, yanan hidrojen ürünü veya metan veya elektrik arkından olabilir. Alternatif olarak bir plazma reaktörü kullanılabilir. 

CH 4 -> C + 2H 2    (endotermik)

elektroilsis

Ortam sıcaklıklarında suyun elektrolizi, üretilen her bir kilogram hidrojen için 50-55 kWh* gerektirir (dolayısıyla %60 ve potansiyel olarak geliştirilmiş katalizörlerle %70 verimli). Bugün oldukça küçük bir ölçekte gerçekleştirilmekte ve dünya arzının yalnızca yaklaşık % 2’sini üretmektedir ( IEA, 2019 ). 1 MW’lık elektrolizör tesisleri bugün tipiktir, en büyüğü Kanada, Becancour’da 8,2 t/gün hidrojen üretebilen 20 MW’lık bir proton değişim membranı (PEM) tesisidir. 2019 yılında dünya çapında kapasite 25 MW, planlanan kapasite 100 GW’ın üzerindedir.

Göz önünde bulundurulan ana teknoloji – proton değişim membranı (PEM) elektrolizi – yüksek saflıkta su gerektirir, bu nedenle elektrolizörlerin oldukça düşük dereceli içme suyu kullanmalarını sağlayan entegre bir iyon gidericiye ihtiyacı vardır.

* Termodinamik verimlilik sınırı 40 kWh/kg’dır ve 45 kWh/kg, ulaşılabilecek en iyi değer olarak kabul edilir. Yine de Rolls-Royce, 3.5 TWh/yıl üreten UK SMR’sini kullanarak elektrolizden yılda 87.000 ton hidrojen verimi önermektedir.

Üç ana elektrolizör türü vardır: alkalin (AE), proton değişim membranı (PEM) olarak da bilinen polimer elektrolit membran ve katı oksit.

  • Potasyum hidroksit kullanan alkali, en olgun teknolojidir ve gübre ve klor endüstrilerinde yaygın olarak kullanılır, ancak bazı sınırlamaları vardır. Elektroliz yoluyla çoğu büyük ölçekli hidrojen üretimi, alkalin elektrolizörleri (AE) kullanır. 50 kWh/kg hidrojene ihtiyaç duyar.
  • PEM üniteleri saf su kullanır ve nispeten küçüktür ancak operasyonda esnek olabilir. Ayrıca yüksek basınçta (alkalin 1-30 bar ile karşılaştırıldığında 30-60 bar) hidrojen üretebilirler. Ancak pahalı elektrot katalizörleri (platin, iridyum) ve membran malzemeleri kullanırlar ve ömürleri kısadır. 55 kWh/kg hidrojene ihtiyaç duyar.
  • Katı oksit elektrolizörleri seramik malzemeler kullanır ve yüksek sıcaklıklarda çalışır. Çok yavaş rampa süresi, diğer tiplere göre daha az dayanıklı. 40 kWh/kg hidrojene ihtiyaç duyar.

Birkaç ülkedeki son planlar, elektroliz yoluyla yeşil hidrojen üretimine odaklanmıştır. Yenilenebilir kaynaklardan elde edilen fazla elektrikle beslenen, büyük ölçüde artan elektrolizör dağıtımı planları buna dayanmaktadır. Bu, kesintili yenilenebilir kaynakların artan dağıtımının daha az kesinti ile sonuçlanacağı ve dolayısıyla bu aşırı kapasiteyi düşük kullanımla (rüzgar ve güneş kesintisi nedeniyle) haklı çıkaracağı anlamına gelir. Bununla birlikte, elektrolizörler için düşük kapasite faktörleri, hidrojen için daha yüksek maliyetlerle sonuçlanacaktır.

Katı oksit elektroliz hücrelerine (SOEC’ler) dayalı yüksek sıcaklıkta buhar elektrolizi yaklaşık üçte bir daha az enerji gerektirir ancak henüz ticari değildir.* SOEC’ler 600 °C’nin üzerinde çalışır (ve esas olarak rejeneratif modda çalışan katı oksit yakıt hücreleridir). Katı oksit Elektrolit tipik haliyle, zirkonya (zirkonyum dioksit, ZrO olan 2 ). Nükleer gibi bir ısı kaynağı, KİT’lerin ticarileştirilmesine yardımcı olacaktır.

* Bloom Energy, katı oksit elektrolizörlerini 2021’de Güney Kore’de ticari olarak dağıtıyor ve burada SK E&C ile 120 MW yakıt hücresine sahip.

Hidrojen, elektrikten çok daha kolay bir şekilde depolanabildiğinden, bu, kesintili yenilenebilir kaynaklardan elde edilen fazla gücün önemli bir potansiyel uygulamasının yanı sıra, özellikle yoğun olmayan nükleer enerji için de önemlidir. İki ABD nükleer santrali, muhtemelen yüksek sıcaklıkta buhar elektrolizine geçmek amacıyla, hidrojen üretimine pilotluk yapmak için küçük elektrolizörler kuruyor. Bununla birlikte, elektrolizörlerden üretim pahalıdır.

Hydrogen Europe, 2020’de elektrolizör maliyetlerini AE için 600€/kW ve PEM için 900€/kW olarak bildirdi. Bunların 2030 yılına kadar 400 € ve 500 €’ya düşmesi bekleniyor. Katı oksit elektrolizörleri aynı dönemde 2130 €/kW’dan 520 €’ya düşüyor. Farklı bir temelde, PEM elektrolizörlerinin 4,9 $/kg’dan hidrojen üretmesi, AE’lerin ise 3,8 $/kg’dan hidrojen üretmesi fiyatlandırılır.

* AE birimleri H oluşturmak için potasyum hidroksit kullanmaktır 2 ve O 2 katalitik bölünmüş su, elektrotlarda PEM birimleri.

IEA’nın Hidrojenin Geleceği, en düşük hidrojen maliyetlerinin yılda 2500 veya daha fazla tam yükte elektrolizör kullanımıyla olacağını öne sürüyor. Bundan daha azında, sermaye giderleri maliyetin yüksek bir bölümünü oluşturur. 

IEA’nın Sürdürülebilir Kalkınma senaryosunda 2020 Enerji Teknolojisi Perspektifleri , küresel elektrolizör kapasitesinin 2019’da yaklaşık 170 MW’dan (o yıl eklenen 25,4 MW ile) 2040’a kadar yaklaşık 500 GW’a, 2050’ye kadar yaklaşık 1400 GW’a ve 2070’e kadar 3300 GW’ın üzerine çıkacağını öngörüyor. %46 kapasite faktörü – yılda yaklaşık 4000 tam yük saati. Bu, bugün küresel elektrik üretiminin yaklaşık yarısının eşdeğerini gerektirecektir.

Almanya, 2030 yılına kadar 5 GW kurulu elektrolizör kapasitesi hedefliyor. 

BP, Rotterdam’daki açık deniz rüzgar çiftliklerine bağlı 250 MW’lık bir elektroliz tesisinde yılda 45.000 tona kadar hidrojen üretmeye yönelik bir araştırmaya öncülük ediyor. Bu üretimin üçte iki doğal gaz buharla reformasyon gelen hidrojenin yerini Eğer CO 350.000 ton ortadan kaldıracak 2 BP rafineri yılda emisyon.

In Germany , Ørsted ve EdF Almanya rüzgarın bir dizi bağlantı çiftlikleri Kuzey Denizi kıyısında, üzerinde Heide bir 30 MW elektrolizor planlıyoruz. 89 milyon Euro’luk proje, 30 milyon Euro’luk devlet sübvansiyonuna sahiptir. Almanya’nın en büyük PEM elektrolizörü – 10 MW – 2020’nin sonlarında Shell Rheinland rafinerisinde devreye alınıyordu.

Siemens Akıllı Altyapı ve WUN H2, 2021 yılı sonuna kadar kuzey Bavyera’daki Wunsiedel’de mevcut 8 MW’lık bir pil ünitesinin yanında bir hidrojen üretim tesisi kurmak için sözleşme imzaladı. Tesis, Siemens Energy’nin, yalnızca yenilenebilir enerjiden 6 MW ile çalışan, ilk aşamada 900 t/yıl üreten ve 2000 t/yıl’a genişletilebilen bir ‘Silyzer 300’ PEM elektroyzerini kullanacak. Siemens bunu bir tanıtım tesisi olarak görüyor.

Linde, Saksonya-Anhalt’taki Leuna petrokimya tesisi için ITM Power’dan 24 MW’lık bir PEM elektrolizörü sipariş etti. 2022’de faaliyete geçmesi planlanıyor.

Hollanda’daki Eemshaven’da Shell’in NorthH2 projesinin 10 GWe açık deniz rüzgar kapasitesinden yılda 800.000 ton yeşil hidrojen üretmesi planlanıyor. 2027’ye kadar 1 GW elektroliz kapasitesi, 2030’a kadar 4 GW’a (0,4 Mt/yıl hidrojen üreten) ve 2040’a kadar 10 GW’a ulaşmayı hedefliyor. Equinor ve RWE 2020’de projeye katıldı.

Ørsted, 2030 yılına kadar Hollanda ve Belçika’da yenilenebilir hidrojen için endüstriyel talebi karşılayan 1 GW’lık bir elektrolizör geliştirmeyi planlıyor. SeaH2Land projesi, denizde 2 GWe’lik yeni bir Hollanda rüzgar çiftliğine bağlanacak ve yerel talebin yaklaşık %20’sini karşılayacak. 

In Belçika , kullanımına Hyport Oostende proje amaçları 2.26 GWe dan başlangıçta ülkenin rüzgar enerjisi güç kısıtlandığını ve 4 GWe için artar. Yılda 100.000 ton yeşil hidrojen üretmek için 50 MW’lık bir elektrolizör ile başlayacak.

In Norveç Nel yaklaşık $ 500 / kW geç 2021, hem AE ve PEM tipleri, gelen Heroya de yılda elektrolizörlerin 500 MW üretmek için oluşturmaktadır. 2 GW/yıl’a genişleme ile 300 $/kW’ı hedefliyor. Nel ayrıca 13 ülkede 100’den fazla hidrojen yakıt ikmali istasyonu tedarik etti. 20 $/MWh yenilenebilir enerji maliyeti ile 1.5 $/kg yeşil hidrojen maliyeti öngörüyor. 

In Danimarka Ø € 5.000.000 hükümet desteği ile, bir gösteri projesi olarak 2 MW elektrolizörle iki 3.6 MWe kıyıya yakın rüzgar türbinleri bağlanıyor rsted. Ayrıca Danimarka’da, yeşil hidrojen şirketi Everfuel, 2022 yılına kadar rüzgar enerjisinden günde 8 ton hidrojen üretmek için 20 MW’lık bir alkali elektrolizör tedarik etmek üzere Norveçli Nel ile sözleşme yaptı.

In France , Martigues’deki GDF Suez planlanan Masshylia projesi, Marsilya’ya batı, Total’in biyoyakıt üretiminin ihtiyaçlarını yakın karşılamak için yaklaşık 2024 ila 5 t / yeşil gün hidrojen üretmek için 40 MW elektrolızor seti ile 100 MW güneş çiftliği ile güçlendirilmiş olacak .

Fransa’nın Provence kentindeki HyGreen projesi, tuz mağaralarında depolama ile 760 MW elektrolizör kullanarak 900 MWe güneş enerjisinden yılda 12.000 ton yeşil hidrojen üretimi planlıyor. Faz 1, 2022 için ve tam proje 2027’de planlanıyor.

Birleşik Krallık’ta, Mart 2021’de başlatılan Ulusal Şebeke Proje Birliği, 2030 yılına kadar birkaç büyük endüstriyel kümeyi 2000 km’lik %100 hidrojen boru hatları ağına bağlayan bir Birleşik Krallık hidrojen “omurgası” geliştirmeyi amaçlıyor. Muhtemelen AB hidrojen omurgasıyla bağlantı kurabilir.

Birleşik Krallık’taki EDF Energy Hydrogen to Heysham (H2H) projesi, doğrudan nükleerden elektrik kullanarak elektroliz yoluyla hidrojen üretmenin teknik ve ticari fizibilitesini ve büyük ölçüde azaltılmış karbon ayak izini gösterdi. Yargılanan rapor EDF’nin İngiliz nükleer filosundaki 550 hakkında MW o gelecek elektrolızor kapasitesi olarak düşük olarak hidrojen Getirilmiş Maliyet ile, 2035 yılına günde hidrojen 220 hakkında ton üretebilir tahmini £ 1.89 / kg ($ 2,44 / kg) olarak 20 yıllık bir proje döngüsü boyunca güç fiyatı ve düşen teknoloji maliyetleri hakkında.

Ayrıca İngiltere’de, ITM Power, Sheffield’de 100 MW/yıl kapasiteli, 2024’te 1 GW/yıl’a yükselen yeni bir PEM elektrolizör fabrikasını devreye alıyor.

Yine Birleşik Krallık’ta, Equinor’un H2H Saltend projesi, bir sanayi parkı için CCS’li 600 MW’lık bir otomatik termal dönüştürücüden yılda 125.000 ton mavi hidrojen üretmeyi planlıyor.

Gelen İspanya , İberdrola 100 MW güneş PV dizisine bağlanmış bir 20 MW yeşil hidrojen ünitesi ve amonyak üretimi için Puertollano’da de € 150 milyon 20 MWh batarya sisteminin inşa etmektedir. 

In Italy gaz iletim şirketi Snam yeşil hidrojen için 2025 yılında PEM elektrolizörlerin 100 MW yüklemeye ITM ile işbirliği yapmaktadır. 

In Japan 10 MW elektrolizor 2020 yılında güneş PV başlayan operasyonun 20 MWe ile eşleştirilmiş.

Gelen Suudi Arabistan , NEOM yakınında $ 5 milyar proje olacağını ihracat için yılda amonyak 1.2 Mt 2025 Production tarafından Thyssenkrupp elektrolizörleriyle ve ardından yeşil amonyak kullanılarak yeşil hidrojenin yılda 237.000 ton üretmek için yenilenebilir istihdam 4 GWe planlanmaktadır Haldor Topsoe teknolojisinden (esas olarak Haber-Bosch). Amonyak, Avrupa’da veya başka yerlerde FCEV kamyonları ve otobüsleri için hidrojen yapmak üzere ayrıştırılacaktır. 2025’te çevrimiçi olabilir.

Avustralya’nın kuzeybatısında, Port Hedland’ın doğusunda ve Broome’un güneyinde, Asya Yenilenebilir Enerji Merkezi , üretiminin çoğu yerel ve ihracat pazarları için yeşil hidrojen ürünleri, özellikle amonyak için kullanılan 65.000 kilometrekarelik arazi üzerinde 26 GWe yenilenebilir enerji kapasitesiyle planlanıyor. ihracat için. Yaklaşık 1 GW elektrolizör kullanarak, büyük ölçüde ihracat için yılda 500.000 ton yeşil hidrojen üreten yaklaşık 12 GWe çıktı. Ekim 2020’de 15 GWe’nin ilk aşaması çevre onayı aldı. Nihai yatırım kararının 2025 yılında ve inşaatın 2026 yılında başlaması bekleniyor. Toplam sermaye maliyetinin 36 milyar A$ olduğu iddia ediliyor. 

Güney Avustralya’da, Port Lincoln’de Hydrogen Utility (H2U), yeşil hidrojen ve amonyak üretmek için 30 MW’lık bir elektrolizör geliştiriyor. Ürün, yerel tarım için 18.000 ton amonyak ve tepe yükü sağlamak için hidrojenle çalışan 32 MWe açık çevrim gaz türbinleri olacaktır. Neoen, Crystal Brook’ta günde 20 ton yeşil hidrojen üretmek için 300 MWe rüzgar ve güneş kapasitesiyle beslenen 50 MW elektrolizöre sahip bir Hidrojen Süper Merkezi inşa etmeyi planlıyor. 

Batı Avustralya’daki Dongara’da Infinite Blue Energy, 300 milyon A$’lık Arrowsmith projesini 2022’de faaliyete geçirmeyi hedefliyor. 160 MWe rüzgar ve güneş kapasitesi kullanacak ve yılda yaklaşık 900 ton yeşil hidrojen üretecek. 

In Kanada , Hidro Quebec Quebec Varennes için ThyssenKrupp bir 88 MW elektrolizor talimatı verdi. 2023’ün sonlarında devreye alındıktan sonra, nakliye yakıtları için bir biyorafineriye 11.000 t/yıl hidrojen tedarik etmesi bekleniyor. 

Çin devlet kuruluşu Jingneng Power, Eqianqi, İç Moğolistan’da 2021’de çevrimiçi olacak 5 GWe’lik bir hibrit güneş, rüzgar, hidrojen ve depolama tesisi için 23 milyar RMB (3 milyar $) harcamayı planlıyor. Yeşil hidrojen üretimi 400.000’in üzerinde olacak yılda ton. 

S&P Global Platts Analytics’in 2020’deki hidrojen küresel üretim veritabanı, önümüzdeki beş yıl boyunca devreye girecek 1 GW duyurulan elektrolizör üretim kapasitesini belirledi ve bunun yarısının 2022’nin sonunda olması bekleniyor. Almanya, dünyada yaklaşık %20 paya sahip elektrolizör pazarı, ardından Japonya ve Çin. 

IEA’nın Sürdürülebilir Kalkınma senaryosunda 2020 Enerji Teknolojisi Perspektifleri , elektrolizör üretiminin 2019’da yaklaşık 1,5 GW/yıl’dan 2070’e kadar yaklaşık 60 GW/yıl’a çıkacağını ve maliyetin (görünüşe göre PEM için) bugün 850-1100$/kWe’den düşmesini öngörüyor. yaklaşık 2070 $/kWe’nin altına düşecek.

Hidrojen doğrudan nükleer ısıdan

Nükleer Enerjinin Rolü altındaki yukarıdaki bölüme bakın .

Hidrojen Kullanımı

Çoğu boru hattında, doğal gaza %15-20 hidrojen eklenebilir, ancak Avrupa’daki Nord Stream gibi yeni ana boru hatları ile hidrojeni uluslararası pazarlara taşıma oranı %70’e kadar çıkabilir. Bir sınırlama, hidrojenin hacimce metanın kalorifik değerinin yalnızca üçte birine sahip olmasıdır, bu nedenle kazanların yaklaşık %20’den daha yüksek hidrojen karışımlarıyla çalışması için modifikasyona ihtiyacı vardır.

ABD’de, Gaz Teknolojisi Enstitüsü şu anda mevcut doğal gaz sistemlerine ne kadar hidrojenin karıştırılabileceğini belirlemek için doğal gazla çeşitli hidrojen fraksiyon karışımları için tüm ABD doğal gaz taşıma ve dağıtım altyapısı bileşenlerini test ediyor.

Güç-gaz stratejisi ile, Uniper 360 m’ye kadar üretmek için 2 MW pilot tesis bulunmaktadır 3 ,% 5, hidrojen ile çalışabilir Ontras gaz ızgaraya beslemesine, Falkenhagen, Almanya bir hidrojen / h. Almanya’daki Prenzlau’daki Vattenfall, elektroliz yoluyla rüzgar enerjisinden hidrojen üretimi ve depolaması konusunda da deneyler yapıyor. Yine Almanya’da, kuzeydoğuda Neubrandenburg yakınlarında, WIND-projekt 140 MWe’lik bir rüzgar çiftliğinden elde edilen fazla elektriği hidrojen yapmak, depolamak ve daha sonra talep olduğunda elektrik yapmak için kombine bir ısı ve güç (CHP) ünitesinde yakmak için kullanıyor. yüksek. Ancak bu RH2-WKA (yenilenebilir hidrojen – Werder, Kessin, Altentreptow) gösterim sürecinde %84’lük bir kayıp söz konusudur.  

Almanya’nın en büyük faal elektrikten gaz santrali, Energiepark Mainz’deki 6 MW’lık bir ünitedir. RWE ve Siemens, Lingen’de rüzgar enerjisi kullanan 105 MW’lık bir elektrikten gaza pilot proje olan GET H2 planlıyor ve buna benzer iki proje daha planlanıyor: Element Eins ve Hybridge. Hollanda’da Gasunie 20 MW’lık bir ünite planlıyor. BNetzA, 2030 yılına kadar elektrikten gaza 3 GW’lık bir potansiyel öngörüyor.

Fransa’da H2V59 projesi, doğal gaz şebekesine enjeksiyon için yaklaşık 100 MW elektrolizör kapasitesi kullanarak yılda 28.000 ton hidrojen üretmeyi planlıyor.

National Grid’e göre, Birleşik Krallık’ta Mart 2021’de başlatılan Proje Birliği, mevcut gaz iletim boru hatlarının yaklaşık %25’ini mevcut İngiliz gaz talebinin “en az dörtte birini” taşımak için yeniden kullanmayı hedefliyor.

Petrol arıtma

Hidrojen, petrol rafinasyonunda, uzun zincirli hidrokarbonların kükürtten arındırılması ve katalitik parçalanması için önemli bir işleme maddesidir.* Dünya üretiminin yaklaşık dörtte biri, düşük dereceli ham petrolleri (özellikle katranlı kumlardan elde edilenleri) sıvı ve enerjiye dönüştürmek için benzin ve dizel yakıt gibi yoğun ulaşım yakıtları. Ağır aromatik besleme stoğu, hidrojen ve özel katalizörler kullanılarak çok çeşitli çok yüksek basınçlar (7000-14.000 kPa) ve yüksek sıcaklıklar (400-800°C) altında daha hafif alkan hidrokarbon ürünlerine dönüştürülür. Bu yakıtlardan kükürt gibi kirleticilerin uzaklaştırılması da önemlidir. 

örneğin (CH) n katranlı kumlar veya (CH 1.5 ) n ağır ham petrolden (CH 2 ) n’ye kadar nakliye yakıtı yaklaşık 42-45 MJ/kg (32-39 MJ/L). Ağır ham petrolün ve katranlı kumların iyileştirilmesi, varil başına (159 litre) ürün için 3 ila 4 kilogram hidrojen gerektirir.

amonyak üretimi

Amonyak üretmek için hidrojen ve nitrojen sentezi – yaklaşık 180 Mt/yıl veya 1 PWh* – dünyanın saf hidrojen talebinin yarısından fazlasını oluşturur. Bu, Haber-Bosch sürecini kullanır. 

* 5,18 kWh/kg amonyak bazında miktarlar GWh, PWh, vb. olarak belirtilebilir . 

Günümüzde çoğu amonyak tarımsal gübreler için kullanılmaktadır. Bazıları (dizel yakıtlı amonyum nitrat olarak) madencilik patlayıcıları için kullanılır. Ayrıca yakıt olarak hidrojen elde etmek için nakliye yakıtı olarak yakılabilir veya kırılabilir.

1970 Nobel ödüllü ve ‘yeşil devrimin dedesi’ Norman Borlaug’a göre, dünya topraklarındaki organik nitrojen, günümüz nüfusunun yalnızca üçte birini beslemek için yeterlidir. Gerisi inorganik ilavelerden gelmelidir. Dünyadaki azotlu gübrelerin çoğu, hidrojeni bol miktarda atmosferik azotla birleştiren Haber işlemi (aşağıya bakınız) kullanılarak yapılır. Oluşan amonyak daha sonra nitratlara oksitlenir.

Haber süreci 

Haber Prosesi (Haber-Bosch Prosesi), havadaki nitrojeni, esas olarak doğal gazdan (metan) elde edilen hidrojenle amonyağa birleştirir. Reaksiyon tersinirdir ve amonyak üretimi ekzotermiktir. 

Alman bilim adamı Fritz Haber, 1909’da atmosferik nitrojeni hidrojenle birleştirme sürecini icat etti ve 1918’de “tarım standartlarını ve insanlığın refahını iyileştirmenin son derece önemli bir yolunu” yarattığı için Nobel Kimya Ödülü’nü aldı. kayda değer bir yetersizlik. Kimya mühendisi Karl Bosch tarafından büyütüldü, bu nedenle genellikle Haber-Bosch süreci olarak bilinir. Bosch, 1931’de Nobel Ödülü aldı.

2 + 3H 2  ⇌ 2NH 3    ∆H -92 kJ/mol (ekzotermik, yüksek sıcaklık ve basınçta metal katalizör kullanılarak)

Haber süreci, azotlu gübreler için yılda yaklaşık 180 milyon ton susuz amonyak üretir ve bunun için hidrojeni üretmek için dünyanın doğal gaz üretiminin yaklaşık %3-5’ini tüketir. Azot kriyojenik olarak havadan elde edilir. 

Geleceğe bakıldığında, amonyak hidrojenin depolanması ve taşınmasında kilit bir role sahip olabilir – sonraki bölüme bakınız. Ayrıca yakıt olarak da kullanılabilir. Japonya’da projeler, kazanlarda amonyak ile kömürü ve yanma türbinlerinde doğal gazla amonyak yakmayı araştırıyor. Amonyak, gemi motorlarında sadece küçük değişikliklerle kullanılabildiğinden, deniz yakıtı olarak da potansiyel kullanıma sahiptir. Ayrıca bazı yakıt hücrelerinde de kullanılabilir.

Metanol ve DME yakıtlarının üretimi

Hidrojenin kendisinin depolama ve taşınabilirlik zorluklarının yanı sıra yakıt hücreli araçlardaki radikal değişiklik göz önüne alındığında, metanolün benzine/benzine katkı maddesi olarak bir miktar kullanımı vardır. Otomobiller için gelecekteki herhangi bir sıvı yakıtın, 32 MJ/L’deki benzinle veya 39 MJ/L’deki dizel yakıtla rekabet etmesi ve depolanması ve yeniden doldurulması LPG’den daha zor olmaması gerekir. Metanol (CH 3 OH) 16 MJ / L bulunur. Yakıt hücrelerinde kullanılabilir. 

LNG etanol, genellikle biyokütle gelir, hidrojene benzer bir sorun vardır, ancak metanol CO yapılabilir 2 ve hidrojen. Sıfır karbon, hidrojen kullanılarak, ve bol CO ile 2 , otomotiv yakıt, bu motor teknolojisi kullanılarak, sonsuza kadar temin edilebilir.  

Dizel motorlarda, dimetil eter (CH 3 -O-CH 3 , DME) daha iyi olduğunu ve bu metanol molekülleri bir çift dehidre yapılır. Gazdır ancak LPG gibi sıvı olarak düşük basınç altında depolanabilir. DME, 18-19 MJ/L’lik bir enerji yoğunluğuna sahiptir, bu da petrol bazlı yakıtlardan çok daha düşüktür, ancak kullanılabilir ve kolayca depolanabilir. Petrol sonrası herhangi bir gelecek metanol bazlı olabilir. 

Metanol, bugün çeşitli şekillerde üretilir, fakat ideal olarak atmosferik CO üretilecek 2 nükleer enerji tarafından üretilen hidrojen ile, ve dönüşüm sürecinde fazla nükleer enerji kullanarak.

CO 2 + 3H 2 ⇒ CH 3 OH + H 2 O AH -49,5 KJ / mol, 25 ° C, -58 ila 225 ° C sıcaklıkta en, ekzotermik

(Endotermik ters su kaydırma reaksiyonu CO 2 + H 2 ⇒ CO + H 2 O ile birlikte aynı anda gerçekleşecektir: CO + 2H 2 ⇒ CH 3 OH ∆H -91 ila -98 kJ/mol, ekzotermik)

Dimetil eter bir dehidrasyon reaksiyonunda yapılır: 

2CH 3 OH ⇒ CH 3 OCH 3 + H 2 O AH -23 kJ / mol

Metanol ve DME üretimi nispeten düşük sıcaklıktadır (termokimyasal hidrojen üretimine kıyasla) – 230-350°C. 

DME halihazırda propan ikamesi olarak kullanılmaktadır ve dünya üretim kapasitesi yılda 10 milyon tonun üzerindedir. Çin tek başına 2020 yılına kadar yılda 20 milyon ton DME kapasitesi hedefliyordu. İsveç, siyah likörden BioDME üretiyor. Ford, Almanya’nın uluslararası içten yanmalı motor teknolojisi araştırma ağı FVV üyeleriyle Ford tarafından yürütülen üç yıllık xME projesinin bir parçası olarak, DME ile çalışan bir araba – 1,6 litrelik bir Mondeo üretti. 

Günümüzde metanol üretiminin çoğu, biyokütle veya fosil yakıtlardan türetilen sentez gazından (karbon monoksit ve hidrojen) veya doğal gazın buharla reformasyonu yoluyla hidrojenden elde edilmektedir. Çoğu metanol kullanımı plastik yapmak içindir. Yaklaşık %14’ü benzin katkı maddesi olarak ve %7’si DME yapmak için kullanılmaktadır. Metanol üretimi, kelimenin hidrojen talebinin yaklaşık %13’ünü oluşturmaktadır. 

Etanol üretimi, Proses Isısı bilgi sayfasında ele alınmıştır. 

Metanol, türetilmiş DME ile birlikte şu şekilde kullanılabilir:  

  • Uygun bir enerji depolama ortamı.
  • Çok az mühendislik değişikliği ile içten yanmalı motorlar ve dizel (sıkıştırma ateşlemeli) motorlar için kolayca taşınabilir ve dağıtılabilir bir yakıt.
  • Yakıt hücreleri için bir yakıt.
  • Sentetik hidrokarbonlar ve yakıtlar, polimerler ve hatta tek hücreli proteinler (hayvan yemi ve/veya insan tüketimi için) dahil olmak üzere ürünleri için bir hammadde. 

İzlanda, metanol üretimi zaten CO kullanılarak meydana gelen 2 yenilenebilir enerji kullanılarak elektroliz gelen baca gazı ve hidrojenden yakalanan. Carbon Recycling International şirketi , otomotiv kullanımı için yenilenebilir metanol ve ayrıca biyodizel üretmek üzere 2006 yılında kuruldu. 

Çin, Şanghay İleri Araştırma Enstitüsü dönüştürmek CO için bir süreç geliştirmiştir 2 örneğin benzin gibi uzun zincirli hidrokarbonlara ve hidrojen. Bir zeolit ​​ile karıştırılmış indiyum oksit içeren çok işlevli bir katalizör, başlangıçta metanol üretir, bu da daha sonra uzun zincirli hidrokarbonlar üretmek için zeolit ​​ile etkileşime girer. Kimyasal Fizik Dalian Enstitüsü’nde diğer araştırma grubu, CO uzun zincirli hidrokarbonları üretmek için bir manyetit ve zeolit katalizörü kullanır 2 ve hidrojen, ancak farklı ara ürünler elde edilmiştir. CO dönüştürme bir dizi işlem vardır da 2 metanol gibi tek karbonlu hidrokarbon, daha uzun zincirli hidrokarbonlar sentezi daha önce yakalanması zor olmuştur. 

Statista’ya göre, 2018’de küresel metanol kapasitesi yaklaşık 140 milyon tona ulaştı ve 2030 yılına kadar 280 Mt’a ulaşması bekleniyor. Metanol Enstitüsü 110 Mt dünya kapasitesinden ( web sitesinde tarihsiz) alıntı yapıyor, ancak 2020’de yaklaşık 150 Mt kapasite ve 100 Mt talebi gösteren rakamlar yayınlıyor.

Hidrojen ayrıca ekzotermik Sabatier işlemi kullanılarak metan vermek üzere 300-400°C’de karbon dioksit ile reaksiyona sokulabilir.*  

* CO 2 + 4H 2 ⇒ CH 4 + 2H 2 O. Bu, küçük bir ölçekte yakıt hücreleri için hidrojen akışlarından CO 2 ve CO’yu temizleyecek olsa da, Dünya’daki ulaşımdan çok uzay yolculuğuyla daha alakalı görünmektedir . 

Doğrudan ulaşım için yakıt olarak kullanın – yakıt hücreleri

Yanan hidrojen, karbon dioksit veya karbon monoksit içermeyen yalnızca su buharı üretir. Ancak sıvı olmadığı sürece hacimsel olarak enerji yoğun bir yakıt olmaktan uzaktır ve bu durum özellikle hafif motorlu araçlar için potansiyel kullanımını sınırlar. Kamyonlar için daha fazla potansiyel var. Amonyak daha fazla enerji yoğundur ve su buharı ve NO yanıklar x veya azot. 

Hidrojen normal bir içten yanmalı motorda yakılabilir ve bazı test arabaları bu şekilde donatıldı. Uçaklarda da denemeler yapıldı. Yaklaşık 2010 yılına kadar içten yanmalı motor, hidrojen kullanmak için mevcut olan en uygun maliyetli teknolojiydi.*

*Yüz BMW Hydrogen 7 üretildi ve otomobiller dünya çapındaki test programlarında 2 milyon kilometreden fazla yol kat etti. BMW, sıvı halde depolanan hidrojeni kullanan tek otomobil üreticisidir. BMW bu gelişmeyi terk etti ve Toyota ile yakıt hücreli araçlar üzerinde işbirliği yapıyor.

Taşıma için, hidrojenin ana kullanımı yakıt hücreli elektrikli araçlarda (FCEV’ler). Bir yakıt hücresi, kavramsal olarak yeniden doldurulabilir bir pildir ve elektriği kimyasal reaksiyonun doğrudan bir ürünü olarak üretir. Ancak normal pilin fabrikada üretilen tüm aktif bileşenlere sahip olduğu durumlarda, yakıt hücrelerine harici bir kaynaktan yakıt ve havadan oksijen verilir. İdeal olarak nispeten düşük sıcaklıklarda hidrojenin doğrudan elektriğe oksidasyonunu katalize ederler.

Proton değişim membranı veya polimer elektrolit membran (PEM) yakıt hücreleri, otomobillerde ve ağır vasıtalarda kullanılan ana tiptir. Bunlar yüksek hacimsel güç yoğunluğu ve asidik elektrolit ile yaklaşık 80-90 °C’de çalışır. Yüksek hacimsel güç yoğunluğuna ve uzun ömre sahiptirler, ancak yüksek saflıkta hidrojen ve asil bir metal katalizörü gerektirirler – tipik olarak platin, bu da maliyeti artırır. Pratikte bunun yaklaşık yarısı elde edilmiş olsa da, elektrikli bir aracın tekerleklerini sürmek için kimyasalları elektrik enerjisine dönüştürmede yaklaşık %60 verimliliğe sahiptirler.

Alkalin yakıt hücreleri (AFC’ler) yaklaşık 200 °C’de çalışır, nispeten iyi gelişmiştir ve %60’ın üzerinde verimlidir. NASA, 1960’lardan beri Apollo görevlerinde ve uzay mekiğinde AFC’leri kullandı (ayrıca içme suyu üretiyorlar). Bu değerli-olmayan metal katalizörler kullanılarak yapmak için en ucuz ve amonyak çatlama az saf hidrojen kullanabilir – ancak CO vasıtasıyla gerçekleştirilen zehirlenmesi 2 çözünmeyen karbonat oluşumuna yol açan bunların ticarileşmesinin sınırlar.

Çoğunlukla hidrojenle beslenen diğer yakıt hücresi teknolojileri şunları içerir:

  • CO tarafından katalizör zehirlenmesine karşı daha az savunmasız olan, 200 °C’ye kadar çalışan yüksek sıcaklıkta proton değişim membranlı yakıt hücresi (PEMFC).
  • Fosforik asit yakıt hücresi (PAFC) – iyi geliştirilmiş ancak yüksek sıcaklık ve pahalı, yaklaşık %40 verimli, yalnızca sabit enerji üretimi için kullanılır.
  • Katı oksit yakıt hücresi (SOFC) – 800-1000 °C’de ve %60 verimlilikte çalışır. Bunlar doğal gaz veya hidrojenle çalışırlar, ancak açılıp kapanmaya karşı nispeten düşük toleransa ve düşük hacimsel güç yoğunluğuna sahiptirler, bu nedenle esas olarak sabit güç üretimi için kullanılırlar (ancak daha düşük sıcaklıklı versiyonlar geliştirilmektedir).
  • Erimiş karbonat yakıt hücresi (MCFC) – düşük hacimsel güç yoğunluğu nedeniyle sabit güç üretimi için asal olmayan katalizörlü ve çeşitli yakıtları kabul eden yüksek sıcaklık (yaklaşık 650°C).
  • Hidrojenle değil metanolle beslenen doğrudan metanol yakıt hücresi (DMFC) teknolojisi, taşınabilir elektronik kullanımlar için pratiktir ancak şu anda otomotiv kullanımı için tercih edilmemektedir. 

Bir yakıt hücrelerinin karşılaştırılması ve yakıt hücrelerinin açıklaması ABD Enerji Bakanlığı tarafından yayınlanmaktadır.

Şu anda yakıt hücrelerinin üretimi içten yanmalı motorlardan (benzin/benzin veya doğal gaz yakan) çok daha pahalıdır. 2000’lerin başında, geleneksel içten yanmalı motorlar için 100$/kW ile karşılaştırıldığında, PEM birimleri kilovat başına 1000$’ın üzerinde bir maliyete sahipti. FCEV için bir PEM yakıt hücresi yığınının hedef maliyeti, 100 €/kW’ın altındadır ve bu, paladyum katalizörü miktarının azaltılmasını gerektirecektir.

Hidrojenin nakliyesinin yüksek maliyeti, üretimin ideal olarak kullanıldığı yere yakın olduğu anlamına gelir.

Doğrudan metanol yakıt hücresi (DMFC) teknolojisi, taşınabilir elektronik kullanımlar için pratiktir ancak şu anda otomotiv kullanımı için tercih edilmemektedir. Diğer yakıt hücresi teknolojileri şunları içerir: CO tarafından katalizör zehirlenmesine karşı daha az savunmasız olan 200°C’ye kadar çalışan yüksek sıcaklıkta proton değişim membranlı yakıt hücresi (PEMFC); fosforik asit yakıt hücresi (PAFC) – iyi gelişmiş ancak yüksek sıcaklıklı ve yalnızca sabit enerji üretimi için kullanılıyor; katı oksit yakıt hücresi (SOFC) – 800°C’nin üzerinde çalışır, bu nedenle esas olarak sabit güç üretimi için kullanılır; ve erimiş karbonat yakıt hücresi (MCFC) – sabit güç üretimi için yüksek sıcaklık (yaklaşık 650°C) ve çeşitli yakıtları kabul eder. 

Uzun mesafeli otobüsler ve kamyonlar için FCEV güç aktarma organları, EV pil tabanlı sistemlerden daha fazla umut vaat ediyor. Hidrojenin ulaşım için ilk kullanımı, dünyanın birçok yerinde halihazırda yollarda olan belediye otobüsleri ve kamyon filolarıdır. Bunlar merkezi yakıtlıdır, bu nedenle bir perakende ağına olan ihtiyacı ortadan kaldırır ve hidrojenin gemide depolanması, arabalardakinden daha az sorun teşkil eder. Otobüsler tipik olarak yaklaşık 100 kW’lık iki yakıt hücresi yığını ve rejeneratif frenleme ile doldurulmuş küçük bir çekiş aküsü kullanır. 350 bar’da (35 MPa) polimer kaplı, fiber sargılı basınçlı tanklarda depolanan 30 ila 50 kg sıkıştırılmış hidrojen taşırlar. Daha yeni yakıt hücreli otobüsler, 100 km’de sadece 8 ila 9 kg hidrojen kullanır, bu da enerji verimliliği açısından dizel otobüslere kıyasla oldukça iyidir. 

Japonya’da 2019’da 3400 FCEV yolda olmasına rağmen, daha küçük FCEV’ler, EV’ler ve PHEV’lerden daha yaygın ticari kullanımdan uzaktır. 2020’lerde sayılarda önemli bir artış bekleniyor. Çin, 2020 yılına kadar 5000 FCEV ve 2030 yılına kadar bir milyon FCEV hedefliyordu. EV30@30 kampanyası, 2030 yılına kadar yeni otomobil satışlarının %30’unun EV olmasını öngörüyor. 

Akü tarafından tahrik edilen bir elektrik motoruna ve akünün doldurulmasını sağlayan ve daha uzun ömür sağlayan (daha tam şarjlı tutularak) yakıt hücresine sahip yakıt hücreli hibrit araçlar (FCHV) pazarlanmaktadır. Pil kapasitesi, normal pil EV’lerinden ve PHEV’lerden daha küçüktür, ancak tüm yakıt hücresi yığını artı hidrojen deposu, karşılaştırılabilir EV pil paketlerinden çok daha hafiftir. Daha yüksek pil kapasitesine sahip eklenti FCEV’ler mümkündür. FCEV’in maliyeti dışında en büyük sorunu, henüz çok az sayıda yakıt ikmal istasyonunun bulunmasıdır. 

Yakıt hücresi güç aktarma sistemi modüler bir montajdır. Yakıt hücresi yığını, sistem modülü, hidrojen tankları, pil ve elektrik motorundan oluşur. Ağustos 2020’ye kadar ABD’deki Ballard , orta ve ağır araçlarda, otobüslerde ve kamyonlarda 50 milyon kilometreden fazla yol kat eden 670 MW’ın üzerinde PEM yakıt hücresi ünitesi tedarik etti. Bunun yaklaşık %70’i Çin’deydi. 

2020’de Proton Motor Güç Sistemleri , Münih yakınlarında yılda 10.000 yakıt hücresi yığın modülüne genişletilen bir üretim hattına sahiptir. Tek yığınlı modüler tasarımlar, alt güç sınıfında (PM200) 2 ila 16 kW ve üst güç sınıfında (PM400) 15 ila 75 kW güç aralıklarını kapsar. Ayrıca daha büyük kamyonlar, trenler, gemiler ve sabit yedek güç uygulamaları için 100 kW’ın üzerindeki güç talepleri için çok yığınlı bir sistem tasarladı. 180 kW’lık bir sistem için ilk yakıt hücreli tren siparişi 2021’in başlarında teslim edilecek. Yakıt hücresi yığınlarının hibrit elektrikle çalışan hafif ticari araçlar, şehir içi otobüsler veya endüstriyel güç kaynağı için pillerle birlikte kullanılmasını öngörüyor. Çin için 37 kW ve 67 kW yakıt hücresi sistemleri sağlıyor. 

2019’da Arizona merkezli Nikola Corporation, hem EV kamyonları hem de yakıt hücreli ağır kamyonları geliştirmek ve pazarlamak için Avrupa’da IVECO ile ortak bir girişime başladı. Nikola’nın asıl amacı FCEV kamyonlarını pazarlamaktır ve Nikola Two FCEV kamyonunun 2023 yılında piyasaya sürülmesi, 800-1200 km menzil, 800 volt AC motorlardan 750 kW’a kadar güç, 2700 Nm’ye kadar tepe torku ile pazara sunulması beklenmektedir. tek hızlı şanzıman ve 250 kWh lityum iyon pil.  

Nikola da planları 4×4 FCHV pikap kamyon, pazara Badger’ı 120 kW yakıt hücresi yığını ve 960 km aralığında (yakıt hücresi ve aküden yarım her) ile. 2020’de GM şirketin %11’ini satın aldı ve Badger’ı BEV (pilli elektrikli araç) ve FCEV versiyonlarında yapacak. Şirket, hidrojen yakıt ikmal istasyonlarını desteklemek için 85 MW alkalin elektrolizör sipariş etti. 

Nisan 2020’de Daimler Truck ve Volvo Group, ağır hizmet ve özellikle uzun mesafeli araçlar için hidrojen yakıt hücresi sistemleri geliştirmek, üretmek ve ticarileştirmek için bağlayıcı olmayan bir anlaşma imzaladı. Daimler, ortak girişimde yakıt hücresi ve hidrojen depolama sistemi faaliyetlerini birleştirecek.  

Arabalardaki yakıt hücresi yığınlarının çıktısı yaklaşık 100 kW veya daha fazladır. Bataryalı elektrikli arabalarla karşılaştırıldığında, genellikle EV’lerden daha iyi bir menzile sahipler – yaklaşık 400 ila 500 km – daha düşük bir araç ağırlığı ve üç ila beş dakikalık çok daha kısa yakıt ikmali süreleri. Genellikle 700 bar’da (70 MPa) karbon fiber basınçlı tanklarda depolanan 4 ila 7 kg hidrojen taşırlar. 

Honda, Toyota ve Hyundai, FCEV’leri geliştiren ana otomobil üreticileridir. Ford, Nissan, Renault ve Mercedes, FCEV geliştirmesinden geri çekildi. 

Yakıt hücrelerinde hidrojen kullanımıyla ilgili bir sorun, genel enerji verimliliğidir. Bir nükleer reaktör, suyun elektrolizi için kullanılan elektrik üretiyorsa ve hidrojen sıkıştırılıp yakıt hücreli araçlarda kullanılıyorsa (%60 verimli yakıt hücresi varsayılırsa), verim, elektriğin doğrudan EV’lerde ve PHEV’lerde kullanılmasından çok daha düşüktür. .* Bununla birlikte, hidrojen termokimyasal yollarla üretilebiliyorsa verim iki katına çıkar ve EV/PHEV ile karşılaştırılabilir. 

* Diyelim ki: %35 x %75 x %60 x %90 = iyimser olarak %14 (reaktör, elektroliz, yakıt hücresi, motor) ile:
%50 x %60 x %90 = gelecekteki termokimyasal hidrojen için %27 
cf %35 x 90 EV için % = %31. 

Karbonsuz üretim ve ardından kullanıcılara dağıtımın yanı sıra, araçta depolama, bir otomotiv yakıtı olarak hidrojen için temel sorundur – onu benzin veya LNG yakıtı kadar basit ve kompakt bir şekilde depolamak imkansızdır. Seçenekler, onu çok düşük sıcaklıkta (kriyojenik olarak), yüksek basınçta veya kimyasal olarak hidrit olarak saklamaktır. Sonuncusunun önemli bir potansiyele sahip olduğu görülüyor, ancak bir araca yakıt ikmali yapmak daha az kolay.   

Basınçlı depolama şu anda mevcut olan ana teknolojidir ve bu, atmosfer basıncının 700 katı (70 MPa), eşdeğer miktarda benzin/benzin için gereken hacmin beş katı hacmin gerekli olduğu anlamına gelir. Bir çelik tankın ağırlık cezası, karbon fiber kullanımıyla azaltılır. Daha önce tank, depoladığı hidrojenden yaklaşık 50 kat daha ağırdı, şimdi yaklaşık 20 kat daha ağır ve yeni hedef on kat daha ağır. Otobüsler için depolama 35 MPa’da olabilir, ancak arabalar için bunun iki katı olması gerekir. 

Gelecek vaat eden bir hidrit depolama sistemi, yüksek enerji yoğunluğuna sahip enerji taşıyıcısı olarak sodyum borohidrit kullanır. NaBH 4 (nabo bir borat bırakarak onun hidrojen üretmek üzere katalize edilir 2 ) yeniden işlemden geçmek üzere. 

Şu anda elektrikli forkliftlerde yakıt pilleri kullanılıyor ve bu kullanımın giderek artması bekleniyor. Görünüşe göre pillerden çok daha pahalıya mal oluyorlar, ancak iki kat daha uzun (10.000 saat) sürüyorlar ve daha az arıza süreleri var.   

2015 yılında duyurulan Avrupa Hidrojen Hareketliliği (H2ME) projesi, AB’nin Ufuk 2020 araştırma programından sağlanan fonla Yakıt Hücreleri ve Hidrojen Ortak Girişimi (FCH JU) tarafından desteklenen altı yılı aşkın bir süreyi kapsamaktadır. Girişim, Avrupa hidrojen araçları filosunu önemli ölçüde genişletmeyi ve bunu yaparken araçların, yakıt istasyonlarının ve hidrojen üretim tekniklerinin teknik ve ticari hazırlığını doğrulamayı amaçlıyor. Başlangıçta çoğunlukla Almanya’da olmak üzere FCEV’lerin ve hidrojen yakıt ikmal istasyonlarının (HRS) konuşlandırılmasının yanı sıra elektrolizör-hidrojen yakıt ikmal istasyonlarının elektrik şebekesini dengelemeye yardımcı olma yeteneklerinin test edilmesini içerir. Hidrojen yakıt ikmal istasyonları, araçlara beş dakikadan kısa sürede yakıt ikmali yapılabilecek şekilde tasarlanmıştır.

Almanya’nın hidrojen yakıt hücreli Alstom Coradia iLint adlı , 1600 km menzilli ve Eylül 2018’den beri hizmette olan bir treni var. Siemens, Deutsche Bahn (DB) için Mireo Plus’a dayalı bir prototip hidrojen yakıt hücreli vagon inşa ediyor. hibrit pil-elektrikli tren. Otobüs ve kamyonlara göre daha yüksek güç yoğunluğuna ve daha uzun hizmet ömrüne sahip Ballard düşük sıcaklıklı yakıt hücrelerini kullanır. 1,7 MW çekiş gücüne ve 160 km/s’ye kadar 600 km menzile ve 15 dakikalık yakıt ikmal süresine sahip olacak. DB, tüm dizel trenlerini hidrojen yakıt hücreli elektrikli trenlerle değiştirmeyi hedefliyor.

2019’da dünya çapında yaklaşık 370 hidrojen yakıt ikmal istasyonu vardı ve bunlardan 270’i herkesin erişimine açıktı. Avrupa’da 152, Asya’da 136 ve Kuzey Amerika’da 78 (çoğu Kaliforniya’da) vardı.

Deniz kullanımı 

Nisan 2020’de İsviçreli elektrik mühendisliği şirketi ABB, HDF’nin Fransa’nın Bordeaux kentindeki fabrikasında inşa edilecek deniz gemileri için megavat ölçekli bir enerji santrali üretmek amacıyla yakıt hücresi üretimini optimize etmek amacıyla Hydrogène de France (HDF) ile bir anlaşma imzaladı. Düzenleme, Ballard Power Systems proton değişim membranı (PEM) yakıt hücresi teknolojisinden yararlanacak. ABB, dikkate alınan tek enerji taşıyıcısının hidrojen olmadığını söyledi. “Hidrojen genellikle daha yüksek verimliliği nedeniyle tercih edilse de, daha yüksek hacimsel enerji yoğunluğuna sahip amonyak ve metanol, onu derin deniz taşımacılığı için iyi bir seçim haline getiriyor. [Muhtemelen] şirketlerin ihtiyaçlarına bağlı olarak bir enerji taşıyıcıları karışımı kullandığını göreceğiz.”  

Eylül 2019’da Japan Engine Corporation, hidrojen ve amonyak yakıtlı motorlar geliştirmeye başlamak için Ulusal Denizcilik Araştırma Enstitüsü (NMRI) ile bir ortaklık duyurdu. Ballard, denizcilik uygulamaları için FCwave yakıt hücresi modülünü geliştirdi. Bu, amonyak yakıtlı motorların NMRI geliştirmesi üzerine kuruludur. 

IEA’nın Enerji Teknolojisi Perspektifleri 2020 , Sürdürülebilir Kalkınma senaryosunda, 2070 yılına kadar deniz taşımacılığının yaklaşık %12’sinin hidrojen ve %55’inin amonyak ile besleneceğini, bu yakıtların 2030’dan itibaren yavaş ve daha hızlı artacağını öngörüyor. 2050’den itibaren. Hidrojenli yakıt hücrelerinin depolama maliyetleri nedeniyle kısa menzilli nakliye ile sınırlı olması muhtemeldir. (İtki için nükleer güç hiç dikkate alınmaz.)

Uluslararası Denizcilik Örgütü (IMO), 2008 seviyelerine kıyasla, denizcilikten kaynaklanan emisyonların karbon yoğunluğunu 2030 yılına kadar en az %40 ve 2050 yılına kadar %70 oranında azaltmayı hedefliyor. Nakliye için yıllık enerji talebi yaklaşık 12 EJ’dir (3300 TWh). Geniş kapsamlı istişareye dayanan bir Shell raporu, kriyojenik hidrojen ve amonyağın nakliye için en olası iki yakıt olduğunu ve içten yanmanın kısa vadede mevcut olan ana teknoloji olduğunu, ancak yakıt hücrelerinin uzun vadede daha çekici olduğunu gösterdi.

Sabit enerji uygulamaları

Yakıt hücreleri, ısı veya elektrik için veya kombine ısı ve güç için kullanılabilir.  

Hidrojen kullanan yakıt hücreleri, şebekeden bağımsız alanlarda uzak alan güç kaynağı için bağımsız küçük ölçekli sabit üretim tesisleri için de kullanılabilir. Bu, özellikle daha yüksek sıcaklıkta çalıştırmanın ( örneğin katı oksit yakıt hücrelerinin) ve hidrojen depolamanın araçlarda olduğundan daha az sorun olabileceği veya hidrojenin doğal gaz gibi ağ şeklinde olduğu durumlarda geçerlidir. Yerli güç ve ısı için kojenerasyon yakıt hücresi üniteleri, 2012 yılına kadar bir sübvansiyon programı kapsamında Japonya’da konuşlandırıldı.   

Yedek güç uygulamaları pazarı giderek daha önemli hale geliyor. Yedekleme uygulamaları, hem acil durum güç kaynağı hem de kesintisiz güç kaynağı (UPS) ile kesintili yenilenebilir kaynaklardan elektrik yedeklemesini içerir. 

Kömür ve biyokütleden sıvı hidrokarbon yakıtlara 

Kömür ve biyokütle, sıvı hidrokarbon yakıtlar için bir temel olabilir ve hidrojene biraz bağımlı olmakla birlikte, neredeyse bir asırdır böyle olmuştur.  

Fischer-Tropsch süreci ilk olarak 1920’lerde Almanya’da geliştirildi ve İkinci Dünya Savaşı sırasında Almanya’nın yakıtının çoğunu kömüre dayandırdı. Daha sonra, Sasol tarafından Güney Afrika’daki çoğu petrol üretiminin temeli haline geldi ve şu anda o ülkenin benzin ve dizel yakıtının yaklaşık %30’unu kömür ve doğal gazdan sağlıyor. Bununla birlikte, sıvı hidrokarbonlar üretmek için karbon monoksit ile bir reaksiyonu katalize eden önemli bir hidrojen kullanıcısıdır. Hidrojen artık su kaydırma reaksiyonu (CO + H geçiren gaz akımının bir kısmı ile, kömür gazlaştırma suretiyle karbon monoksit ile üretilen 2 O ⇌ CO 2 + H 2 ). Sadece siyah kömür kullanılarak, kömür 14.600 ton (CO 25.000 ton ile birlikte synfuel ‘yağ’ 25.000 varil üretir 2).

Genel: (2n+1)H 2 + nCO ⇒ C n H 2n+2 + nH 2 O    (burada n tipik olarak 10-20’dir)

Nükleer güç bunu iki şekilde sağlayabilir. Hidrojen Nükleer bir kaynağı daha kömürden sıvı hidrokarbonların iki katına daha düşük ve en CO ortadan kaldıracak nükleer proses ısı ile bağlanmış 2 işleminden emisyon.  

Alternatif olarak, bir hibrit sistem, hidrojen ve oksijen için suyu elektrolize etmek için nükleer elektrik kullanır. Bu durumda, yaklaşık 4400 ton kömür, elektrolizden elde edilen oksijen kullanılarak gazlaştırılarak Fischer-Tropsch tesisine hidrojenle beslenen karbon monoksit üretilerek 25.000 varil sentetik yakıt “yağ” üretilir. Çok az CO 2 sonuç ve bu gazlaştırıcıya geri dönüştürülmektedir.

Biyokütleden benzer şekilde sıvı biyoyakıtlar, bir katalizör varlığında yüksek sıcaklıklar ve basınçlar altında malzemenin hidrojen ile reaksiyona sokulmasıyla üretilebilir. Bu hidro-muamele teknolojisi, bazı ticari tesisler tarafından kullanılmaktadır. Benzer şekilde, Fischer-Tropsch işlemi, sıvı yakıtlar için odun artıklarının hidro-işlenmesinde kullanılabilir. 

Metalurji, özellikle çelik üretimi için indirgeyici 

Metalürjik kok – esasen karbon – için önemli bir kullanım metalurjide, özellikle indirgeyici olarak çelik yapımındadır. Doğal gaz, şimdi de bu rolü doldurma hidrojen dikkate yol açan, bu rolde kurulmuş ve CO kaçınarak 2 emisyon.

Dünya çelik endüstrisi, doğrudan CO 2 emisyonlarının %7-9’unu oluşturmaktadır . Şu anda dünya üretiminin yaklaşık %75’i, kok kömürünün hem enerji kaynağı hem de indirgeyici olduğu yüksek fırınlardan sağlanmaktadır. Elde edilen pik demir, çelik üretmek için oksijen enjeksiyonu ile uzaklaştırılan bir miktar karbona sahiptir. Çelik üretiminin yaklaşık %20’si elektrik ark ocaklarından sağlanmaktadır ve bu oranın artması beklenmektedir. Çelik üretiminin yaklaşık %7’si, indirgeyici gazların yüksek sıcaklıkta (800-1200°C) peletlenmiş demir cevherinden geçirildiği ve bir elektrik ark ocağında daha fazla işlenen gözenekli bir metal süngerin üretildiği doğrudan indirgenmiş demir (DRI) yoluyla yapılır. DRI kullanımının da artması bekleniyor.

Ark fırını güzergahı için kullanılan enerjinin yarısı elektrikten elde edilir ve bu da kendisini nükleer enerji girdisine borçludur. Yüksek sıcaklık reaktörlerinden gelen nükleer ısı, DRI’ye açık bir şekilde uygulanabilir. Her iki durumda da hidrojen indirgeyici olabilir.

Bugün demir ve çelik sektörü, 4 MtH 2 /yıl tahsisli hidrojen üretimine sahiptir. Hidrojen içeren gazlarda yan ürün olarak ürettiği 14 MtH 2 / yıl’dan yaklaşık 9 MtH 2 /yıl tüketir , geri kalanı diğer sektörlerde kullanılmak üzere ihraç edilir ( IEA, 2019 ).

Yeşil çelik, 2020’lerde planlanan önemli bir geliştirme alanıdır. Hydrogen Europe, 2030 yılına kadar 1 Mt hidrojen kullanarak 20 Mt yeşil çelik üretimi öngörmektedir. Güney Avustralya’da Whyalla’da Infrabuild, 280 MWe’lik bir güneş çiftliğinden hidrojen kullanarak yeşil çelik üretimi planlıyor. Bu, muhtemelen yılda yaklaşık 9000 ton çelik üretebilir (yılda toplam 1,2 milyon tonun).

Kuzey İsveç’te HYBRIT (Hidrojen Atılım Demir Üretim Teknolojisi) projesi 2016 yılında Vattenfall, LKAB (demir cevheri üreticisi) ve SSAB (çelik üreticisi) arasındaki ortak girişim tarafından başlatıldı. 2020’de LKAB, hidrojen kullanarak doğrudan indirgenmiş ‘sünger demir’ üretmeye başladığını duyurdu. Bunu 2025 yılına kadar 0,25 GW elektrolizör kapasitesi gerektirecek bir gösteri tesisinde artırmayı planlıyor. 2040 yılına kadar HYBRIT kullanılarak tam ölçekli üretim 10 GW elektrolizör gerektirecektir. (LKAB üretim CO 28 Mt muhasebe 18 Mt çelik eşittir 2 , eğer olsa yüksek fırın.)

Kuzey İsveç’te Kiruna yakınlarındaki Lulea’da, 2024’ten başlayarak H2 Green Steel, 2026’ya kadar yılda 2,5 milyon ton ve 2030’dan itibaren 5 milyon ton yeşil çelik üretmeyi hedefliyor. Hidrojen, 800 MW’lık bir elektrolizörden gelecek. Bunun için yaklaşık 25 TWh/yıl elektrik hidro ve rüzgar kaynaklarından sağlanacaktır. Bir elektrik ark ocağı işlemi tamamlayacaktır. 

Kimyasal Hammadde 

Amonyak sentezi ve metanol üretiminin ötesinde, bazı kimyasal işlemlerde hidrojen kullanılmaktadır. 

Hidrojenin depolanması ve taşınması  

Hidrojen gazı veya sıvı olarak

Hidrojen gazı, düşük bir hacimsel enerji yoğunluğu, taşıma ve depolama için bir sorun teşkil – 90 g hidrojen, standart sıcaklık ve basınçta (STP) bir adet metreküp kaplar, böylece, hidrojen, bir kilogram 11.1 m kaplar 3 STP’de. Ayrıca küçük moleküler boyutu nedeniyle doğal gazdan daha kolay sızar. Ayrıca kolayca yanıcıdır.

Araçlarda sabit depolama veya taşınabilir depolama için hidrojen sıkıştırılır, bu da maliyetine çok az katkıda bulunur. 35 MPa Sıkıştırma 4.4 kWh / kgh ihtiyaç duyulur 2 ve 23 kg / m verir 3 H 2 . Büyük ölçekli depolamanın kriyojenik olması gerekir.

Avrupa’da, 1,7 milyon kilometre gaz iletimi ve ağ bağlantısı ile Hydrogen Europe, 50.000 km’lik doğal gaz boru hattının 25 milyar Euro’ya hidrojen boru hatlarına dönüştürülebileceğini tahmin ediyor. Avrupa Hidrojen Omurgası (EHB) girişimi 2020’nin ortalarında başlatıldı ve Nisan 2021’e kadar projeye 21 ülkeden 23 sistem operatörü katılarak 2040’a kadar yaklaşık 40.000 km’lik bir ağ oluşturuldu ve bunun %69’u mevcut altyapıya dayalı olacaktı gaz boru hatları.

Almanya’da gaz taşıma şebekesi operatörleri, mevcut gaz boru hatlarını güçlendirerek ve hidrojen üretimini tuz mağarası depolama ile endüstriyel talebe bağlayarak 5900 km’lik bir hidrojen boru hattı omurgasını gerçekleştirmeyi önerdiler.

Hollanda’da, yeni bir özel hidrojen boru hattı inşa etme maliyetinin dörtte biri olan 5-6 milyar Euro’ya mal olacak benzer bir program önerildi.

Depolama veya uzun mesafeli taşıma için, hidrojen kriyojenik olarak sıvılaştırılabilir, ancak kaynama noktası çok düşüktür: eksi 253°C. Bu, eksi 163°C’deki LNG ve eksi 33°C’deki amonyak ile kıyaslandığında daha iyi yalıtım gerektirir. Sıvı hidrojen yoğunluğu 71 kg / yaklaşık 3  (8.52 MJ / L) ve en fazla 13 kWh / kgh için 2 (yaklaşık 47 MJ / kgh 2 ) sıvılaştırmak için gereklidir. Ekstra maliyetin 2$/kg’ın üzerinde olması muhtemeldir.

İthalat ve ihracat için deniz limanları hidrojen için gerekli tesisleri düşünüyor ve Rotterdam distribütörü Gasunie ile birlikte bir hidrojen merkezi olarak Rotterdam limanını Gasunie tarafından geliştirilen ulusal hidrojen ağına bağlayan bir hidrojen boru hattı inşa etmeyi ve işletmeyi planlıyor.  

Japonya, deniz ticareti için sıvı hidrojen tankeri inşa etti.

Amonyak

Amonyak (NH 3 ) iyi bir hidrojen taşıyıcı ya da uzun süreli depolama araçları yapan. Hidrojenin kendisinden çok daha düşük maliyetle depolamak veya uzun mesafelere taşımak için hidrojen resminin önemli bir parçasıdır.

Amonyak gerektiren Haber Bosch işlemin bir arıtma ile yapılacaktır 2-3 kWh / kgh 2 veya 14 kWh / kg amonyak, daha sonra, 8 kWh / kgh yaklaşık gerektiren, hidrojen serbest bırakmak için ayrışmış 2 . Amonyaktan ve amonyağa dönüşüm, hidrojen üretim maliyetine yaklaşık 1$/kg ekleyecektir.

Amonyak, propana benzer termal özelliklere sahiptir, soğutulması ve nakliye ve depolama için sıvı formda sıkıştırılması kolaydır (kaynama noktası eksi 33°C) ve karbon bazlı fosil yakıtlarla rekabet edebilecek bir enerji yoğunluğuna sahiptir. Ağırlıkça %17.7 hidrojen içerir. Amonyağın 18,6 MJ/kg* enerji yoğunluğu, sıkıştırılmış doğal gaz ve metanol ile karşılaştırılabilir, ancak petrol/benzin, dizel yakıt ve sıvılaştırılmış petrol gazının (LPG) yaklaşık yarısı kadardır.

* 4,32 kWh/L veya 5,18 kWh/kg. Bu temelde, amonyak miktarları hidrojende olduğu gibi GWh, PWh, vb. cinsinden belirtilebilir .

Amonyak, hidrojenin boru hatlarının ötesine taşınması ve depolanmasındaki sorunlara büyük ölçekli bir çözüm olarak görülüyor. Hidrojenin kaynağına göre amonyak ‘yeşil’, ‘mavi’ veya ‘gri’ olabilir. Halihazırda, her yıl 100 milyon tonun üzerinde amonyak taşınıyor, bu nedenle elleçleme iyi kurulmuş durumda. Propana benzer 800-1000 kPa basınçlarda veya soğutmalı tanklarda depolanabilir ve taşınabilir.

Depolama veya taşımadan sonra, amonyak ayrışabilir veya termal katalitik bozunma veya elektro-oksidasyon yoluyla hidrojen ve nitrojene ‘kırılabilir’, ancak yüksek saflıkta hidrojenin geri kazanımı ölçekte kanıtlanmamıştır. Alkali yakıt hücreleri, amonyaktan kırılmış saf olmayan hidrojen (yaklaşık %90) kullanır, ancak PEM yakıt hücreleri yüksek saflıkta ürün (%99.9) gerektirir. Amonyak doğrudan yakıt hücrelerinde veya içten yanmalı deniz motorlarında da kullanılabilir veya benzin/benzin ile karıştırılabilir.

Metal hidrit

Hidrit olarak depolamanın potansiyeli vardır ve gelecek vaat eden bir hidrit depolama sistemi , enerji taşıyıcısı olarak yüksek enerji yoğunluğuna sahip sodyum borohidrit (NaBH 4 ) kullanır . NaBH 4 (nabo bir borat bırakarak onun hidrojen üretmek üzere katalize edilir 2 ) yeniden işlemden geçmek üzere.  

Sıvı organik hidrojen taşıyıcıları (LOHC)

Hidrojen, ortam sıcaklığında ve basıncında depolanabilen ve taşınabilen metilsikloheksan (MCH) oluşturmak için toluen ile birleştirilebilir. Chiyoda ve Mitsubishi liderliğindeki Japon şirketleri bunun ekonomik fizibilitesini araştırıyor. LOHC, hidrojenin uzun mesafeli taşınması için en uygun görünüyor.

kaynak : world-nuclear.org

CEVAP VER

Lütfen yorumunuzu giriniz
Lütfen isminizi yazınız