Processo Integrado para Produção de H2 Offshore via Reforma a Vapor de Metano com Captura de CO2
Ano de defesa: | 2023 |
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Instituição de defesa: |
Universidade Federal da Bahia
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Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial (PEI)
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Departamento: |
Escola Politécnica
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País: |
Brasil
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Palavras-chave em Português: | |
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Link de acesso: | https://repositorio.ufba.br/handle/ri/38593 |
Resumo: | produção do hidrogênio proveniente da reforma a vapor do metano (SMR – Steam Methane Reform) com captura de carbono, H2 azul, é considerada uma rota de transição para a produção exclusiva do H2 verde. O H2 azul pode ser fornecido em grande escala a partir da melhoria das tecnologias existentes, adoção de novas tecnologias ou pela integração dos processos envolvidos. A produção do H2 offshore apresenta vantagens em relação a disponibilidade de gás natural e água, além da possibilidade de capturar e injetar CO2 em campos de petróleo (CCS - Carbon Capture and Storage). O objetivo deste trabalho é avaliar e comparar a produção de H2 offshore do ponto de vista energético e de emissão de CO2 pela reforma a vapor do metano com captura de carbono por absorção química e pela separação supersônica. Um modelo para o sistema integrado envolvendo os processos de produção de H2, dessalinização da água do mar, captura de carbono e compressão de CO2 foi desenvolvido usando os softwares Aspen Plus® e Hysys®. Os resultados foram verificados usando dados da literatura. A partir dos balanços de massa e energia, foi possível quantificar as demandas térmicas e elétricas dos processos e uma planta de utilidades simplificada foi utilizada para produção das correntes demandadas. O processo integrado da conversão do gás natural em H2 usando absorção química para captura de carbono, dessalinização da água do mar e compressão de CO2, apresentou uma eficiência de 49%, consideravelmente menor que a eficiência obtida pelo sistema integrado utilizando a separação supersônica (69%). Ao considerar o fator de emissão específica de CO2 de todo o sistema integrado de produção de H2, foi obtido 8,13 kgCO2/kgH2 com absorção química e 4,56 kgCO2/kgH2 utilizando a separação supersônica. A emissão de CO2 em base energética a partir do uso direto de gás natural (56,10 kgCO2/MJGN) é menor que a emissão de CO2 pelo H2 gerado no sistema integrado de produção de H2 offshore via SMR com captura de carbono por absorção química (67,71 kgCO2/MJH2) e maior que a emissão de CO2 pelo sistema integrado com a separação supersônica (37,97 kgCO2/MJH2). Foi observado que o consumo específico de energia do sistema integrado com o processo de absorção química é 50% superior ao da separação supersônica, uma vez que a absorção química é alimentada por uma grande carga térmica. Em termos de consumo de gás natural no sistema integrado, utilizando a separação supersônica foi requerido 50% menos combustível que adotando a absorção química. Portanto, as análises desenvolvidas indicaram que a tecnologia de separação supersônica apresenta um menor consumo de energia, redução das emissões de CO2, além de apresentar vantagens associadas à sua modularidade e menor espaço requerido, favorecendo a sua instalação em plataformas offshore. |
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Portanto, as análises desenvolvidas indicaram que a tecnologia de separação supersônica apresenta um menor consumo de energia, redução das emissões de CO2, além de apresentar vantagens associadas à sua modularidade e menor espaço requerido, favorecendo a sua instalação em plataformas offshore.The hydrogen production from steam methane reforming (SMR) with carbon capture, blue H2, is considered a transition route to the exclusive green H2 production. Blue H2 can be supplied on a large scale by improving existing technologies, adopting new technologies, or integrating the processes involved. Offshore H2 production has advantages in relation the availability of natural gas and water, and the possibility of capturing and injecting CO2 into mature oil production wells (CCS). The objective of this work is to evaluate and compare the offshore H2 production from an energy and CO2 emission point of view by steam methane reforming with carbon capture by chemical absorption and by supersonic separation. A model for the integrated system involving the processes of H2 production, seawater desalination, carbon capture and CO2 compression was developed and simulated using Aspen Plus® and Hysys® software. The results were verified using data from the literature. From the mass and energy balances, was possible to quantify the thermal and electrical demands of the processes and a simplified utility plant was used to produce the demanded streams. The integrated process of converting natural gas into H2 using chemical absorption for carbon capture, seawater desalinization and CO2 compression presented an efficiency of 49%, considerably lower than the efficiency obtained by the integrated system using supersonic separation (69%). Considering the specific CO2 emission factor of the whole integrated H2 production system, 8.13 kgCO2/kgH2 was obtained with chemical absorption and 4.56 kgCO2/kgH2 using supersonic separation. The CO2 emission from the direct use of methane (56.10 kgCO2/MJGN) is lower than the CO2 emission from the H2 generated in the integrated offshore H2 production system via SMR with carbon capture by chemical absorption (67.71 kgCO2/MJH2) and higher than the CO2 emission from the integrated system with supersonic separation (37.97 kgCO2/MJH2). Was observed that the specific energy consumption of the chemical absorption process is 50% higher than that of supersonic separation, because chemical absorption is supplied by a large thermal demand. In terms of natural gas consumption in the integrated system, using supersonic separation required 50% less fuel than adopting chemical absorption. Therefore, the developed analyses indicated that the supersonic separation technology presents lower energy consumption, reduced CO2 emissions, besides presenting advantages associated with its modularity and better use of space, favoring its installation on offshore platforms.Submitted by Jade Spinola Ávila (jade.engavila@gmail.com) on 2023-12-02T14:48:48Z No. of bitstreams: 2 license_rdf: 701 bytes, checksum: 42fd4ad1e89814f5e4a476b409eb708c (MD5) Dissertação completa_Jade Spinola Ávila.pdf: 3640877 bytes, checksum: 95578f2b4744bdeb4b5d97302f322335 (MD5)Approved for entry into archive by Biblioteca Engenharia Processamento Técnico (biengproc@ufba.br) on 2023-12-05T14:47:22Z (GMT) No. of bitstreams: 2 Dissertação completa_Jade Spinola Ávila.pdf: 3640877 bytes, checksum: 95578f2b4744bdeb4b5d97302f322335 (MD5) license_rdf: 701 bytes, checksum: 42fd4ad1e89814f5e4a476b409eb708c (MD5)Made available in DSpace on 2023-12-05T14:47:22Z (GMT). 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