Large Scale Production of Blue Hydrogen

Abstract

Den globale etterspørselen etter energi øker, med en forventet etterspørsel på 180 Mt hydrogen i 2030. Den nåværende hydrogenproduksjonsmetoden er hovedsakelig dampreformering av naturgass, som er ansvarlig for 900 Mt av de årlige CO2-utslippene. Derfor kan lav-karbonproduksjon av hydrogen være en del av løsningen for å oppnå netto nullutslipp innen 2050.

Denne avhandlingen fokuserte på hydrogenproduksjon fra naturgass med karbonfangst ved bruk av den fysiske absorpsjonsprosessen, Selexol-prosessen. To prosessdesign for hydrogen- produksjon ble sammenlignet. Det første prosessdesignet besto av en gassoppvarmet reformer (GHR) koblet med en autotermisk reformer (ATR), og det andre prosessdesignet besto av en autotermisk reformer. Begge prosessdesignene ble simulert med Aspen HYSYS V12.

Basert på simuleringene ble det funnet at en produksjonskapasitet på 500 tonn/dag hydrogen krever henholdsvis 61,89 tonn/time og 68,5 tonn/time naturgass i det første og andre prosessdesignet. I tillegg ble det funnet at oksygenforbruket i det første og andre designet var henholdsvis 1779 kmol/time og 2497 kmol/time. Begge prosessene var selvforsynte med varme. Naturgasseffektiviteten var 85.5% i det første prosessdesignet og 77,3% i det andre prosessdesignet.

Den totale investeringen var henholdsvis 530,59 og 456,95 MUSD i det første og andre prosess- designet. Netto nåverdien for det første og andre prosessdesignet ble estimert til henholdsvis 675,47 og 430,44 MUSD. Til slutt ble den utjevnede kostnaden for hydrogen (LCOH) funnet til å være 1,729 og 1,896 USD/kgH2 i det første og andre prosessdesignet.

The global energy demand is increasing, with a projected demand of 180 Mt hydrogen in 2030. The current production method of hydrogen, mainly steam reforming of natural gas, is responsible for more than 900 Mt of the annual CO2 emissions. Therefore, to achieve a net-zero emission by 2050, low-carbon hydrogen production can be a part of the solution.

This thesis focused on hydrogen production from natural gas with carbon capture by the physical absorption process, the Selexol process. Two process designs of a hydrogen production plant were compared. The first process design consisted of a gas heated reformer (GHR) coupled with an autothermal reformer (ATR), while the second process design consisted of an autothermal reformer. Both process designs were simulated with Aspen HYSYS V12.

Based on the simulations, it was found that a production capacity of 500 tonnes/day of hydrogen required 61.89 tonnes/h and 68.5 tonnes/h of natural gas in the first and second process design, respectively. In addition, it was found that the oxygen consumption in the first and second design was 1,779 kmol/h and 2,497 kmol/h, respectively. Both processes were self-sufficient with heat. The natural gas efficiency was 85.5% and 77.3% in the first and second process design, respectively.

The total investment was 530.59 and 456.95 MUSD in the first and second process design, respectively. The net present value of the first and second process design was estimated to be 675.47 MUSD and 430.44 MUSD, respectively. Finally, the levelised cost of hydrogen (LCOH) was found to be 1.729 and 1.896 USD/kgH2 in the first and second process design, respectively.