1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Химическая физика
  4. T. 41, № 11, 2022

Химическая физика, 2022, T. 41, № 11, стр. 44-51

Термодинамическая оценка режимов конверсии биогаза с получением водорода и синтез-газа

Е. А. Салганский 1, *, М. В. Цветков 1, 2, Ю. Ю. Цветкова 1, А. Ю. Зайченко 1, Д. Н. Подлесный 1, И. В. Седов 1

1 Институт проблем химической физики Российской академии наук
Черноголовка, Россия

2 Сахалинский государственный университет
Южно-Сахалинск, Россия

* E-mail: sea@icp.ac.ru

Поступила в редакцию 21.10.2021
После доработки 11.11.2021
Принята к публикации 22.11.2021

Полный текст (PDF)

Аннотация

Проведена термодинамическая оценка режимов конверсии биогаза с получением водорода и синтез-газа. Исследованы режимы воздушной конверсии исходного и осушенного биогаза, а также конверсии при повышенном содержании кислорода в воздухе. Рассмотрены модельные составы высококалорийного (50 об.% метана) и низкокалорийного (25 об.% метана) биогаза. Проведены расчеты для смесей с адиабатической температурой горения не ниже 1000 К. Показано, что при воздушной конверсии низкокалорийного сухого биогаза максимальное содержание водорода и монооксида углерода в газообразных продуктах может составить 22.3 и 20.8 об.% соответственно. При воздушной конверсии высококалорийного сухого биогаза максимальное содержание водорода и монооксида углерода в газообразных продуктах может составить 26.0 и 16.3 об.% соответственно. При содержании кислорода 41 об.% конверсия низкокалорийного сухого биогаза позволяет получать газ с содержанием 31.0 об.% водорода и 28.3 об.% монооксида углерода. При содержании кислорода 41 об.% конверсия высококалорийного сухого биогаза позволяет получать газ с содержанием 39.0 об.% водорода и 25.0 об.% монооксида углерода.

Ключевые слова: биогаз, конверсия, синтез-газ, водород, термодинамика.

ВВЕДЕНИЕ

Помимо использования традиционных энергоносителей широко применяется биомасса с запасенной в ней энергией солнца для получения жидкого и газообразного топлива (биогаза). Биогаз – это горючий газ, состоящий преимущественно из СН4 (25–75%) и СО2 (20–70%) с незначительными примесями H2S и NH3. Он получается посредством водородного или метанового брожения биомассы и является альтернативой природному газу [1]. Мировое производство биогаза увеличилось на 357% до 59 млрд м3 с 2000 по 2014 гг. [2]. Энергию, запасенную в биогазе, можно использовать для производства тепла и электроэнергии, а также в транспортных средствах [3, 4]. В зависимости от содержания метана теплотворная способность биогаза составляет 4700–6000 ккал/м3 [5]. Влажность биогаза до осушки зависит от многих факторов и составляет ~5–10% [6]. В качестве сырья для производства биогаза используются многие органические отходы: жидкие и твердые отходы агропромышленного комплекса, твердые коммунальные отходы, сточные воды и отходы лесоперерабатывающей промышленности [7, 8].

Основной способ получения биогаза – брожение биомассы без доступа кислорода при постоянной температуре в присутствии метаногенных микроорганизмов [9, 10]. Объемное содержание метана в получаемом биогазе зависит от многих факторов: типа субстрата и способа его предварительной подготовки, температуры брожения, времени пребывания сырья в биореакторе, типа и количества используемых ферментирующих веществ, типа биогазовой установки и др. [11, 12]. В ходе образования биогаза путем брожения биомассы происходят сложные биохимические процессы, которые можно условно разделить на четыре этапа: гидролиз, кислотогенез, ацетогенез, метаногенез [13, 14]. После очистки от балластирующих компонентов биогаз используют: для собственных нужд биогазовой установки; в качестве топлива для водогрейных котлов [15]; для получения горячих газов с целью сушки сброженного осадка, сельхозпродуктов и отопления зданий; для синтеза топлива для двигателей транспортных средств [16, 17]; для получения электроэнергии [18]; для получения синтез-газа [19, 20].

В настоящее время наиболее популярным и дешевым способом получения водорода и синтез-газа остается их производство из природного газа путем его термокаталитической конверсии [21, 22]. Безусловными лидерами по объему производства и технологической зрелости являются процессы парового и автотермического риформинга [23]. Другой разрабатываемый способ – углекислотная конверсия, преимуществами которой являются использование CO2 в качестве окислителя, высокая чистота синтез-газа и снижение эксплуатационных расходов [24]. Однако этот процесс до сих пор не вышел за рамки пилотных испытаний [25] и требует разработки более эффективных катализаторов, устойчивых к закоксовыванию [26]. Также необходимо отметить, что все указанные термокаталитические способы получения синтез-газа основаны на эндотермичных реакциях и требуют подвода энергии, которая в традиционных технологиях получается при сжигании части сырьевого топлива [27–29]. Тем не менее интенсивно изучается возможность конверсии биогаза в синтез-газ с использованием традиционных термокаталитических методов или их сочетания [30, 31].

Недостатки термокаталитических процессов конверсии углеводородных газов, а также растущая производительность заводов ведут к повышению интереса к некаталитическим процессам, таким как парциальное окисление [32–34].

Хотя биогаз используется в качестве топлива в различных теплогенерирующих устройствах [35], присутствие углекислого газа значительно снижает пределы воспламенения и делает невозможным горение биогаза с концентрацией CO2 более 30%. С использованием термодинамических расчетов показано [36], что увеличение содержания CO2 в биогазе снижает выход целевых продуктов, особенно водорода. И наоборот, повышение температуры увеличивает выход целевых продуктов за счет некоторого снижения соотношения H2/CO [37].

Конверсия биогаза в матричных горелках в условиях блокировки инфракрасного излучения может рассматриваться как эффективный, адаптируемый и довольно простой метод получения синтез-газа или водорода из биологического сырья для различных маломасштабных применений. Экспериментально продемонстрировано, что биогаз с очень низкой теплотворной способностью и содержанием CO2 до 50% может быть успешно преобразован в водородсодержащий газ с концентрациями H2 и CO, равными 9.25 и 14.80% соответственно [38].

В работе [39] экспериментально исследована конверсия различных смесей метана и углекислого газа, имитировавших синтетический биогаз, с добавками различных количеств водяного пара в реакторе, заполненном сферической насадкой Al2O3, в условиях фильтрационного горения. Было показано, что увеличение мольного соотношения пар/углерод увеличивает количество образующегося водорода и синтез-газа. Максимальный выход водорода при использовании смеси биогаза с воздухом в соотношении 55 : 45 составил 23.34 и 20.40% при значениях коэффициента избытка топлива φ = 1.5 и 2.0, соответственно, после чего постепенно снижался при использовании смеси с соотношением биогаза 40 : 60. Аналогичные результаты были получены ранее [40] при использовании реактора с инертной пористой средой в стационарном режиме с соотношением CH4/CO2 50 : 50 и скоростью фильтрации 25.6 см/с. Процесс фильтрационного горения с внутренней рекуперацией тепла позволяет повысить температуру процесса без дополнительного подвода энергии [41–43].

На сегодняшний день термодинамический подход широко используется для изучения влияния рабочих условий (температуры, давления, состава сырья) на оптимизацию конверсии углеводородного сырья [44]. Цель данной работы – термодинамическая оценка оптимальных условий получения водорода и синтез-газа при конверсии биогаза при атмосферном давлении.

МЕТОДИКА РАСЧЕТА

Для исследования многокомпонентных химических систем используются расчеты на основе моделей термодинамического равновесия, которые широко описаны в литературе [45, 46]. Как правило, для расчета параметров термодинамического равновесия изолированных многокомпонентных систем применяются два подхода: поиск минимума свободной энергии Гиббса [47, 48] или решение задачи установления состояния системы, характеризующегося максимальной энтропией. Оба эти подхода являются равнозначными.

Для определения оптимальных условий получения синтез-газа с максимальным содержанием водорода и монооксида углерода проведен термодинамический расчет состава продуктов конверсии биогаза с помощью программного комплекса TERRA [45] при варьировании состава и энтальпии смеси. Рассчитывали систему, состоящую из метана, диоксида углерода, азота и кислорода, варьируя содержание водяного пара ([H2O] = 0 и 5 об.%) и кислорода в смеси с азотом ([O2] = 21 и 41 об.%). Рассматривали два модельных состава биогаза с объемным соотношением метан/диоксид углерода, равным 3 : 1 (высококалорийный состав) и 1 : 1 (низкокалорийный состав). Коэффициент избытка топлива φ, равный отношению количества кислорода, необходимого для полного окисления метана, к подаваемому количеству кислорода, изменяли в диапазоне от 1 до 3.6. Богатые топливные смеси имеют φ > 1, а при φ = 1 происходит полное окисление метана до углекислого газа и воды. В расчетах задавали значение давления, равное 0.1 МПа. Энтальпию исходной смеси газов рассчитывали по закону Кирхгофа. Полагали, что вода находится в газообразном состоянии. Для заданной смеси газов в результате расчетов получали адиабатическую температуру горения и равновесный состав продуктов. Адиабатическую температуру горения снизу ограничивали значением в 1000 К, так как при низких значениях температуры скорости химических реакций снижаются и термодинамическое равновесие устанавливается довольно долго [49, 50]. Для оценки полноты конверсии биогаза рассчитывали выход водорода и монооксида углерода как отношение количества вещества в продуктах к максимально возможному стехиометрическому количеству, исходя из состава биогаза.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Конверсия сухого биогаза с воздухом

Рассмотрим случай воздушной конверсии очищенного от примесей и осушенного биогаза. Закономерности изменения концентраций основных продуктов конверсии и адиабатической температуры горения схожи для обоих рассмотренных составов биогаза: [CH4]/[CO2] = 1 (рис. 1а) и 3 (рис. 1б), а именно, с ростом φ снижается адиабатическая температура горения, уменьшаются концентрации водяного пара, углекислого газа и азота, а концентрации водорода и монооксида углерода растут.

Рис. 1.

Зависимости адиабатической температуры горения (T) и объемного содержания газов (V) от коэффициента избытка топлива φ при [H2O] = 0 и [O2] = 21 об.% для биогаза: а – [CH4]/[CO2] = 1, б – [CH4]/[CO2] = 3. Кривые 1 – температура, 2 – N2, 3 – H2, 4 – CO, 5 – H2O, 6 – CO2.

Для случая конверсии низкокалорийного состава ([CH4]/[CO2] = 1) при одинаковых значениях φ наблюдается повышение адиабатической температуры горения примерно на 150–200 К во всем исследуемом диапазоне изменения коэффициента избытка топлива по сравнению с высококалорийным составом ([CH4]/[CO2] = 3). Это объясняется тем, что при температурах выше ~1100 К происходит взаимодействие водорода с диоксидом углерода (обратная реакция конверсии водяного газа) с небольшим экзотермическим эффектом [51]. Видно, что для случая низкокалорийного состава пороговое значение температуры горения в 1000 К наблюдается для более богатых смесей (φ = 3.2), чем для высококалорийного биогаза (φ = 2.8).

Максимальное объемное содержание водорода в продуктах составляет 22.3% при φ = 3.2 для низкокалорийного биогаза и 26.0% при φ = 2.8 для высококалорийного. Максимальное объемное содержание оксида углерода в продуктах составляет 20.8% для низкокалорийного и 16.3% для высококалорийного. Максимальный выход водорода и оксида углерода из одного моля биогаза составляет соответственно 0.28 и 0.26 моль/моль для низкокалорийного состава и 0.33 и 0.21 моль/моль для высококалорийного (см. табл. 1). Таким образом, для низкокалорийного состава выход оксида углерода выше, а выход водорода ниже, чем для высококалорийного биогаза. Оптимальное отношение [H2]/[CO] составляет 1.07 для низкокалорийного и 1.6 для высококалорийного биогаза.

Таблица 1.  

Выход основных горючих газов, Y(CO), Y(H2), из одного моля биогаза

[CH4]/[CO2], моль/моль φ [H2O], об.% [O2], об.% Y(H2), моль/моль Y(CO), моль/моль
1 3.2 0 0.21 0.28 0.26
1 2.8 5 0.21 0.24 0.19
1 3.6 0 0.41 0.41 0.38
3 2.8 0 0.21 0.33 0.21
3 2.4 5 0.21 0.28 0.16
3 3.2 0 0.41 0.61 0.39

Рассчитанные концентрации целевых продуктов близки к концентрациям, полученным в расчетах при адиабатических условиях и атмосферном давлении [52]: например, при φ = 3 для низкокалорийного газа ([CH4]/[CO2] = 1) концентрация водорода составляет 25%, а монооксида углерода – 17%, для высококалорийного газа ([CH4]/[CO2] = 3) эти значения составляют 28 и 16% соответственно.

В нашем случае при φ = 3.2 для низкокалорийного биогаза соотношение [O2]/[CH4] = 0.625. Сравнив рассчитанные нами значения [H2] и [CO] с результатами из работы [53], полученными при численном моделировании конверсии свалочного газа в реакторе типа Swiss-roll (исходный состав близок к нашему составу при φ = 3.2 и [CH4]/[CO2] = 1) и [O2]/[CH4] = 0.62, получим аналогичные результаты: 25% H2 и 19% CO.

В случае воздушной конверсии биогаза максимальный выход водорода из одного моля метана составляет 0.35 моль/моль. По сравнению с воздушной конверсией метана выход водорода из биогаза в пересчете на один моль метана увеличивается с ростом содержания диоксида углерода.

Конверсия влажного биогаза с воздухом

Рассмотрим воздушную конверсию исходного влажного биогаза. При производстве биогаза содержание влаги в нем составляет примерно 5 об.%, а содержание примесных газов менее 1%, поэтому в расчетах их учитывать не будем. Наличие влаги в биогазе в количестве 5% приводит к тому, что адиабатическая температура горения снижается приблизительно на 150–200 К. Это приводит к снижению оптимального значения φ с 3.2 до 2.8 для низкокалорийного (рис. 2а) и с 2.8 до 2.4 для высококалорийного биогаза (рис. 2б) при рассматриваемой нами нижней температурной границе в 1000 К.

Рис. 2.

То же, что и на рис. 1, но при [H2O] = 5 об.%. Обозначения те же, что и на рис. 1.

Характер зависимостей основных параметров процесса от коэффициента избытка топлива не отличается от случая конверсии сухого биогаза. Максимальное объемное содержание водорода в продуктах составляет 20.4% при φ = 2.8 для низкокалорийного биогаза и 22.0% при φ = 2.4 для высококалорийного. Максимальное объемное содержание оксида углерода в продуктах составляет 16.3% для низкокалорийного и 12.5% для высококалорийного биогаза. Оптимальный выход водорода и оксида углерода из одного моля низкокалорийного биогаза составляет соответственно 0.24 и 0.19 моль/моль (см. табл. 1). Максимальный выход водорода и оксида углерода из одного моля биогаза составляет соответственно 0.24 и 0.19 моль/моль для низкокалорийного и 0.28 и 0.16 моль/моль для высококалорийного составов (см. табл. 1).

Наличие влаги в биогазе приводит к снижению выхода водорода и монооксида углерода по сравнению с конверсией сухого биогаза. Как отмечалось в работе [54], при конверсии метана в продуктах образуется достаточное количество водяного пара, поэтому его добавление нецелесообразно.

Конверсия сухого биогаза с воздухом, обогащенным кислородом

На практике существует верхняя температурная граница процесса, связанная с термической стойкостью огнеупоров, и нижняя температурная граница, связанная с неполным окислением топлива. При повышении концентрации кислорода в воздухе в случае конверсии биогаза увеличиваются температура горения и концентрации компонентов синтез-газа: Н2 и СО. При повышении концентрации кислорода в воздухе от 21 до 41% адиабатическая температура горения увеличивается на 100–500 К в зависимости от мольного соотношения реагентов: чем ближе φ к единице, тем разница больше (рис. 3).

Рис. 3.

То же, что и на рис. 1, но при [O2] = 41 об.%. Обозначения те же, что и на рис. 1.

С ростом φ снижается адиабатическая температура горения, уменьшаются концентрации водяного пара и азота, а концентрации водорода и монооксида углерода растут. Концентрация диоксида углерода сначала снижается с ростом φ, а потом начинает повышаться. В области повышения концентрации диоксида углерода наблюдается замедление роста концентрации СО. Это объясняется тем, что при высоких температурах происходит взаимодействие водорода с диоксидом углерода (обратная реакция водяного газа) с образованием СО.

Повышение концентрации кислорода в воздухе позволяет использовать более богатые смеси, которые при конверсии с воздухом имеют адиабатические температуры горения ниже 1000 К. В случае низкокалорийного биогаза ([CH4]/[CO2] = 1) при повышении содержания кислорода до 41% и максимальном значении φ = 3.6 содержание водорода в продуктах увеличивается до 31%, а монооксида углерода – до 28.3%; при этом температура горения равняется 1004 К. Максимальный выход водорода и монооксида углерода составляет 0.41 и 0.38 моль/моль биогаза соответственно (см. табл. 1).

В случае высококалорийного биогаза ([CH4]/[CO2] = 3) при повышении содержания кислорода с 21 до 41% и φ = 3.2 содержание водорода в продукт-газе увеличивается до 39%, а монооксида углерода – до 25%; при этом температура горения равняется 1034 К. Максимальный выход водорода и монооксида углерода составляет 0.61 и 0.39 моль/моль биогаза соответственно.

Термодинамический анализ частичного окисления биогаза с соотношением [CH4]/[CO2] = 3/2 обогащенным кислородом воздуха при температуре 800 °С показал, что [H2] и [CO] в синтез-газе равны 35 и 27% соответственно [55]. Эти значения находятся посередине между рассчитанными нами значениями содержания водорода и оксида углерода, равно как и исходный состав биогаза.

Таким образом, можно заключить, что при обогащении воздуха кислородом с 21 до 41% максимальные выходы водорода и оксида углерода увеличиваются почти в 1.5 раза для низкокалорийного биогаза и почти в 2 раза для высококалорийного. В случае конверсии метана максимальный выход водорода из одного моля метана составляет 0.66 моль/моль при содержании кислорода в смеси с азотом 41%.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе рассмотрены режимы воздушной конверсии исходного и осушенного биогаза, а также конверсии с повышенным содержанием кислорода в воздухе. Рассмотрены модельные составы высококалорийного (50 об.% метана) и низкокалорийного (25 об.% метана) биогаза. Проведены расчеты для смесей с адиабатической температурой горения не ниже 1000 К, так как при более низких температурах в продуктах содержится непрореагировавший метан.

Согласно результатам расчетов можно сделать вывод, что при воздушной конверсии низкокалорийного сухого биогаза максимальное содержание водорода и монооксида углерода в газообразных продуктах может составить 22.3 и 20.8 об.%, соответственно, при значении φ = 3.2. В этом случае из одного моля биогаза максимальный выход водорода и монооксида углерода составляет 0.28 и 0.26 моль соответственно. При воздушной конверсии высококалорийного сухого биогаза максимальное содержание водорода и монооксида углерода в газообразных продуктах может составить 26.0 и 16.3 об.%, соответственно, при значении φ = 2.8. В этом случае из одного моля биогаза максимальный выход водорода и монооксида углерода составляет 0.33 и 0.21 моль соответственно.

Наличие влаги в биогазе приводит к снижению температуры процесса, объемного содержания в продуктах водорода и монооксида углерода, а также их выхода. Однако происходит увеличение соотношения [H2]/[CO] по сравнению с конверсией сухого биогаза, что предпочтительнее при использовании полученного синтез-газа в процессе Фишера–Тропша или синтезе метанола.

Повышая концентрацию кислорода в воздухе при конверсии биогаза с адиабатической температурой горения не ниже 1000 К, можно увеличить содержание и выход водорода в продуктах. При содержании кислорода 41 об.% конверсия низкокалорийного сухого биогаза с φ = 3.6 позволяет получать газ с содержанием 31.0 об.% водорода и 28.3% монооксида углерода. Максимальный выход водорода и монооксида углерода из одного моля биогаза составляет 0.41 и 0.38 моль соответственно. При содержании кислорода 41 об.% конверсия высококалорийного сухого биогаза с φ = 3.2 позволяет получать газ с содержанием 39.0 об.% водорода и 25.0 об.% монооксида углерода. Максимальный выход водорода и монооксида углерода из одного моля биогаза составляет 0.61 и 0.39 моль соответственно.

Исследование выполнено в рамках госзадания (регистрационный номер АААА-А19-119022690098-3).

Список литературы

  1. Gomez C.D.C. Biogas as an energy option: an overview / Eds. Wellinger A., Murphy J., Baxter D. The Biogas Handbook. Oxford: Woodhead Publ., 2013. P. 1; https://doi.org/10.1533/9780857097415.1

  2. Scarlat N., Dallemand J. F., Fahl F. // Renew. Energy. 2018. V. 129. Pt. A. P. 457; https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.03.006

  3. Kasinath A., Fudala-Ksiazek S., Szopinska M. et al. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2021. V. 150. ID 111509; https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111509

  4. Prabhu A.V., Sivaram A.R., Prabhu N., Sundaramahalingam A. // Mater. Today: Proc. 2021. V. 45. P. 7994; https://doi.org/10.1016/j.matpr.2020.12.1009

  5. Wu L., Wei W., Song L. et al. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2021. V. 150. ID 111448; https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.111448

  6. Cristiano D.M., Mohedano R.D.A., Nadaleti W.C. et al. // Renew. Energy. 2020. V. 154. P. 151; https://doi.org/10.1016/j.renene.2020.02.054

  7. Mishra A., Kumar M., Bolan N. S. et al. // Bioresour. Technol. 2021. V. 338. ID 125514; https://doi.org/10.1016/j.biortech.2021.125514

  8. Zhang M., Wang Z., Zhang X. et al. // Ibid. 2020. V. 11. ID 100509; https://doi.org/10.1016/j.biteb.2020.100509

  9. Chandra R., Takeuchi H., Hasegawa T. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2012. V. 16. № 3. P. 1462; https://doi.org/10.1016/j.rser.2011.11.035

  10. Zhao B., Ma J., Zhao Q. et al. // Bioresour. Technol. 2014. V. 161. P. 423; https://doi.org/10.1016/j.biortech.2014.03.079

  11. Wu D., Peng X., Li L. et al. // Fuel. 2021. V. 303. ID 121282; https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.121282

  12. Kovalev A.A., Kovalev D.A., Litti Y.V., Katraeva I.V. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2020. V. 45. № 51. P. 26831; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.07.124

  13. Суслов Д.Ю., Кущев Л.А. // Хим. и нефт. машиностроение. 2010. № 5. С. 44.

  14. Abraham A., Mathew A. K., Park H. et al. // Bioresour. technol. 2020. V. 301. ID 122725; https://doi.org/10.1016/j.biortech.2019.122725

  15. Scarlat N., Dallemand J.F., Monforti-Ferrario F., Banja M., Motola V. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2015. V. 51. P. 969; https://doi.org/10.1016/j.rser.2015.06.062

  16. Quinn J.C., Smith T.G., Downes C.M., Quinn C. // Algal Res. 2014. V. 4. P. 116; https://doi.org/10.1016/j.algal.2013.11.002

  17. Sánchez-Bayo A., López-Chicharro D., Morales V. et al. // Renew. Energy. 2020. V. 146. P. 188; https://doi.org/10.1016/j.renene.2019.06.148

  18. Nadaleti W.C. // Ibid. 2019. V. 131. P. 55; https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.07.014

  19. Chein R.Y., Chen W.H., Ong H.C., Show P.L., Singh Y. // Chem. Eng. J. 2021. V. 426. ID 130835; https://doi.org/10.1016/j.cej.2021.130835

  20. Rosha P., Rosha A.K., Ibrahim H., Kumar S. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2021. V. 46. № 41. P. 21318; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.03.246

  21. Niu J., Guo F., Ran J., Qi W., Yang Z. // Ibid. 2020. V. 45. № 55. P. 30267; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.08.067

  22. Siang T.J., Jalil A.A., Hamid M.Y.S. et al. // Fuel. 2020. V. 278. ID 118360; https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.118360

  23. Cherif A., Nebbali R., Sheffield J.W., Doner N., Sen F. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2021. V. 46. № 75. P. 37521; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.04.032

  24. Uribe-Soto W., Portha J.F., Commenge J.M., Falk L.A. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2017. V. 74. P. 809; https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.03.008

  25. Tullo A.H. // Chem. Eng. News. 2016. V. 94. № 17. P. 30; https://doi.org/10.1021/cen-09417-bus2

  26. Jung S., Lee J., Moon D.H., Kim K.H., Kwon E.E. // Renew. Sustain. Energy Rev. 2021. V. 143. ID 110949; https://doi.org/10.1016/j.rser.2021.110949

  27. Рубцов Н.М., Виноградов А.Н., Калинин А.П. и др. // Хим. физика. 2019. Т. 38. № 4. С. 53; https://doi.org/10.1134/S0207401X19040101

  28. Зайченко А.Ю., Глазов С.В., Салганский Е.А. и др. // Теорет. основы хим. технологии. 2017. Т. 51. № 5. С. 525; https://doi.org/10.7868/S0040357117050153

  29. Salgansky E.A., Zaichenko A.Y., Podlesniy D.N. et al. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2020. V. 45. P. 17270; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.04.177

  30. Zhao X., Joseph B., Kuhn J., Ozcan S. // Science. 2020. V. 23. № 5. ID 101082; https://doi.org/10.1016/j.isci.2020.101082

  31. Алдошин С.М., Арутюнов В.С., Савченко В.И., и др. // Хим. физика. 2021. Т. 40. № 5. С. 46; https://doi.org/10.31857/S0207401X21050034

  32. Лугвищук Д.С., Кульчаковский П.И., Митберг Э.Б., Мордкович В.З. // Нефтехимия. 2018. Т. 58. № 3. С. 324; https://doi.org/10.7868/S0028242118030103

  33. Savchenko V.I., Zimin Y.S., Nikitin A.V., Sedov I.V., Arutyunov V.S. // J. CO2 Util. 2021. V. 47. ID 101490; https://doi.org/10.1016/j.jcou.2021.101490

  34. Dorofeenko S.O., Polianczyk E.V. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2019. V. 44. № 57. P. 30039; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.09.208

  35. Шмелев В.М. Николаев В.М. // Газохимия. 2010. № 5. С. 54.

  36. Shapovalova O.V., Chun Y.N., Lim M.S., Shmelev V.M. Arutyunov V.S. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2012. V. 37. № 19 P. 14 040; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2012.07.002

  37. Aasberg-Petersen K., Dybkær I., Ovesen C.V. et al. // J. Nat. Gas Sci. Eng. 2011. V. 3 № 2. P. 423; https://doi.org/10.1016/j.jngse.2011.03.004

  38. Arutyunov V., Nikitin A., Strekova L., Savchenko V., Sedov I. // Catal. Today. 2020. V. 379. P. 23; https://doi.org/10.1016/j.cattod.2020.06.057

  39. Guerrero F., Espinoza L., Ripoll N. et al. // Front. Chem. 2020. V. 8. P. 145; https://doi.org/10.3389/fchem.2020.00145

  40. Aziz N.I.H.A., Hanafiah M.M., Ali M.Y.M. // Renew. Energy. 2019. V. 132. P. 363; https://doi.org/10.1016/j.renene.2018.07.149

  41. Podlesniy D.N., Zaichenko A.Yu., Tsvetkov M.V. et al. // Fuel. 2021. V. 298. ID 120862; https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.120862

  42. Ripoll N., Salgansky E., Toledo M. // Intern. J. Heat Mass Transf. 2021. V. 177. ID 121472; https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2021.121472

  43. Fierro M., Requena P., Salgansky E., Toledo M. // Chem. Eng. J. 2021. ID 130178; https://doi.org/10.1016/j.cej.2021.130178

  44. Turpeinen E., Raudaskoski R., Pongrácz E., Keiski R.L. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2008. V. 33. № 22. P. 6635; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2008.08.037

  45. Трусов Б.Г. // Матер. XIV Междунар. конф. по химической термодинамике. Спб: НИИХ СПбГУ, 2002. С. 483.

  46. Петров В.В., Варзарев Ю.Н., Старникова А.П., Абдуллин Х.А. // Хим. физика. 2020. Т. 39. № 2. С. 37; https://doi.org/10.31857/S0207401X20020089

  47. Tabrizi F.F., Mousavi S.A.H.S., Atashi H. // Energy Convers. Manage. 2015. V. 103. P. 1065; https://doi.org/10.1016/j.enconman.2015.07.005

  48. Antzara A., Heracleous E., Bukur D.B., Lemonidou A.A. // Energy Procedia. 2014. V. 63. P. 6576; https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.694

  49. Тереза А.М., Андержанов Э.К. // Хим. физика. 2019. Т. 38. № 8. С. 58; https://doi.org/10.1134/S0207401X19080120

  50. Tereza A.M., Medvedev S.P., Smirnov V.N. // Acta Astronaut. 2020. V. 176. P. 653; https://doi.org/10.1016/j.actaastro.2020.03.045

  51. Adelung S., Maier S., Dietrich R.U. // Sustain. Energy Technol. Assess. 2021. V. 43. P. 100897; https://doi.org/10.1016/j.seta.2020.100897

  52. Nourbakhsh H., Shahrouzi J.R., Zamaniyan A., Ebrahimi H., Nasr M.R.J. // Intern. J. Hydrog. Energy. 2018. V. 43. № 33. P. 15703; https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2018.06.134

  53. Chen W.H., Lin S.C. // Appl. Energy. 2018. V. 217. P. 113; https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.02.123

  54. Салганский Е.А., Цветков М.В., Зайченко А.Ю., Подлесный Д.Н., Седов И.В. // Хим. физика. 2021. Т. 40. №11. С. 1; https://doi.org/10.31857/S0207401X2111008X

  55. Rafiq M.H., Hustad J.E. // Renew. Energy. 2011. V. 36. № 11. P. 2878; https://doi.org/10.1016/j.renene.2011.04.012

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Химическая физика

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал