Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Giảm Carbon trong Sản Xuất Nhiệt và Điện tại Các Nhà Máy Điện Sử Dụng Nhiên Liệu Rắn
Tóm tắt
Một loạt các vấn đề liên quan đến việc giảm phát thải khí nhà kính trong quá trình sản xuất điện và nhiệt được xem xét. Phân tích nhiều công trình nghiên cứu gần đây đã chỉ ra rằng việc giảm carbon nhanh chóng và hiệu quả trong ngành công nghiệp điện có thể gây ra những vấn đề nghiêm trọng nếu không có sự hỗ trợ từ nhiên liệu hóa thạch, đặc biệt là than. Các công nghệ liên quan đến than đã được chứng minh có thể trở thành cầu nối cho việc triển khai năng lượng sạch hơn và nên được coi là các lựa chọn phát thải zero trong tương lai. Các chỉ số hiệu suất của các công nghệ cung cấp hiệu quả cao và phát thải thấp được trình bày. Đối với điều kiện của Nga trong tương lai gần, phương pháp chính để giảm đáng kể phát thải CO2 trong khí quyển từ các nhà máy điện nhiệt (TPPs), đặc biệt là các nhà máy sử dụng than, có thể là sản xuất điện và nhiệt kết hợp. Ưu tiên hàng đầu trong lĩnh vực sản xuất điện từ than ở Nga vẫn là phát triển và làm chủ các đơn vị phát điện sử dụng than cho điều kiện hơi nước siêu siêu tới hạn (USC). Các công nghệ thu giữ, lưu trữ và sử dụng CO2 được chứng minh là cực kỳ quan trọng để giải quyết các vấn đề liên quan đến biến đổi khí hậu. Các công nghệ thu giữ CO2 khác nhau và các vấn đề về vận chuyển và lưu trữ nó được thảo luận. Kết quả phát triển của OAO VTI trong lĩnh vực này được trình bày.
Từ khóa
#giảm phát thải #công nghệ thu giữ CO2 #năng lượng sạch #sản xuất điện và nhiệt #nhà máy điện thanTài liệu tham khảo
World Energy Trilemma Index 2017: Monitoring the Sustainability of National Energy Systems (World Energy Council in Partnership, London, UK, 2017).
G. A. Ryabov, “On the role of coal in the energy trilemma,” Energ. Rubezhom, No. 4, 2–21 (2021).
Acuerdo de París (Acción por el Clima, Comisión Europea, 2016). https://ec.europa.eu/clima/policies/international/negotiations/paris_es. Accessed 4 June 2017.
Four IHS Markit. Autonomy Scenario. https:// ihsmarkit.com › products
E. Verdolini, F. Vona, and D. Popp, Bridging The Gap: Do Fast Reacting Fossil Technologies Facilitate Renewable Energy Diffusion (National Bureau of Economic Research, Cambridge, Mass., 2016).
W. Barber, “Study says renewable power still reliant on backup from natural gas,” Renewable Sustainable Energy Rev. 77, 652−669 (2017). http://www.power-ng. com/articles/2016/08/study-says-renewable-power-still-reliant-on-backup-from-natural-gas.html?cmpid=enl-poe-weekly-august-19-2016&cmpid=enl_PE_Weekly_ 2016-08-19&eid=291125246&bid=1502549
World Electric Power Plants Database. https://www. spglobal.com/plats
G. A. Ryabov, O. A. Kiseleva, and V. A. Bondarev, “Ways to reduce emissions from coal-fired power in India,” Energ. Rubezhom, No. 6, 2–39 (2021).
A. G. Tumanovskii, A. N. Tugov, and G. A. Ryabov, “Ways to improve the operational and environmental performance of boiler units and coal-fired thermal power plants in Russia,” Elektr. Stn., No. 6, 9–16 (2021).
G. A. Ryabov, G. D. Avrutskii, A. M. Zykov, I. N. Shmigol’, M. V. Lazarev, I. A. Dolgushin, V. I. Shchelokov, A. V. Kudryavtsev, and L. A. Zhuchenko, “The profile of new generation units for coal cogeneration power plants,” Izv. Ross. Akad. Nauk, Energ., No. 1, 29−37 (2014).
E. V. Somova, A. N. Tugov, and A. G. Tumanovskii, “Overview of foreign boiler designs for ultra supercritical (USC) boilers and prospects for development of USC power units in Russia,” Therm. Eng. 68, 417–433 (2021). https://doi.org/10.1134/S0040601521060094
G. G. Ol’khovskii, S. I. Suchkov, P. A. Berezinets, A. N. Epikhin, I. O. Krylov, I. G. Lugovskaya, A. A. Somov, V. N. Gudkov, and A. A. Zaikin, “Development of a domestic combined cycle plant with coal gasification,” Therm. Eng. 57, 113–120 (2010).
Energy Transitions in G20 Countries: Energy Data Transparency and Market Digitalisation (International Energy Agency, Paris, France, 2018). https://webstore. iea.org/energy-transitions-in-g20-countries-energy-transitions-towards-cleaner-more-flexible-and-transparent-systems
Energy Technology Perspectives 2020: Special Report on Carbon Capture, Utilization and Storage (International Energy Agency, 2020). https://www.iea.org
X. He, A. Lindbrathen, T.-J. Kim, and M.-B. Hagg, “Pilot testing on fixed-site-carrier membranes for CO2 capture from flue gas,” Int. J. Greenhouse Gas Control 64, 323–332 (2017). https://doi.org/10.1016/J.IJGGC.2017.08.007
M. Garcia, “New IEAGHG technical report: 2019-09 ‘Further assessment of emerging CO2 capture technologies for the power sector and their potential to reduce costs’,” IEAGHG Blog, Oct. 2 (2019). https://ieaghg. org/ccs-resources/blog/new-ieaghg-technical-report-2019-09-further-assessment-of-emerging-co2-capture-technologies-for-the-power-sector-and-their-Potential-to-reduce-costs. Accessed January 2, 2020.
Low Emissions Intensity Lime & Cement — A Project of the European Union (2019).
N. Ferrari, K. Burnard, L. Mancuso, and F. Consonni, “Effects of plant location on cost of CO2 capture,” Int. J. Greenhouse Gas Control 90, 102783 (2019). https://doi.org/10.1016/J.IJGGC.2019.102783
Cost of CO 2 Capture in the Industrial Sector: Cement and Iron and Steel Industries, IEAGHG Technical Review 2018-TR03 (International Energy Agency, 2018).
Meeting the Dual Challenge — Report Downloads (2019). https://dualchallenge.npc.org/downloads.php. Accessed 8 January 2020.
Global Costs of Carbon Capture and Storage. 2017 Update (Global CCS Inst., 2017).
CO 2 Capture at Coal Based Power and Hydrogen Plants, Volume Report 2014/3 (International Energy Agency, 2014). http://www.ieaghg.org/docs/General_Docs/ Reports/2014-03.pdf
D. W. Keith, D. St. Angelo, G. Holmes, and K. Heidel, “A process for capturing CO2 from the atmosphere,” Joule 2/8, 1573–1594 (2018). https://doi.org/10.1016/J.JOULE.2018.05.006
Cost of Capturing CO 2 from Industrial Sources (U.S. Department of Energy, National Energy Technology Laboratory, 2014).
E. S. Rubin, J. E. Davison, and H. J. Herzog, “The cost of CO2 capture and storage,” Int. J. Greenhouse Gas Control 40, 378–400 (2015). https://doi.org/10.1016/J.IJGGC.2015.05.018
A. B. Rao and E. S. Rubin, “Identifying cost-effective CO2 control levels for amine-based CO2 capture systems,” Ind. Eng. Chem. Res. 45, 2421–2429 (2006). https://doi.org/10.1021/ie050603p
Towards Zero Emissions CCS in Power Plants using Higher Capture Rates or Biomass, IEAGHG Technical Report 2019-02 (International Energy Agency, 2019).
Government of Alberta, Carbon Capture and Storage, 2020. https://www.alberta.ca/carbon-capture-and-storage.aspx. Accessed September 3, 2020.
J. Kearns, G. Teletzke, J. Palmer, and H. Thomann, “Developing a consistent database for regional geologic CO2 storage,” Energy Procedia 114, 4697−4709 (2017).
Inventory of U. S. Greenhouse Gas Emissions and Sinks 1990−2017 (as Submitted to the UNFCCC) (U.S. EPA, 2018).
World Energy Outlook 2018 (International Energy Agency, Paris, France, 2018).
Storing CO 2 Through Enhanced Recovery (International Energy Agency, Paris, France, 2015).
N. A. Azzolina, W. Peck, J. A. Hamling, and S. Melzer, “How green is my oil? A detailed look at greenhouse gas accounting for CO2-enhanced oil recovery (CO2-EOR) sites,” Int. J. Greenhouse Gas Control 51, 369−379 (2016). https://doi.org/10.1016/j.ijggc.2016.06.008
G. Cooney, J. Littlefield, J. Marriott, and T. J. Skone, “Evaluating the climate benefits of CO2-enhanced oil recovery using life cycle analysis,” Environ. Sci. Technol. 49, 7491−7500 (2015). https://doi.org/10.1021/acs.est.5b00700
G. A. Ryabov, O. M. Folomeev, D. S. Litun, and D. A. Sankin, “Separation of carbon dioxide with the use of chemical-looping combustion and gasification of fuels,” Therm. Eng. 56, 489–499 (2009).
V. M. Supranov, G. A. Ryabov, and D. A. Mel’nikov, “Studying the possibility and advisability of using a Pp-1000-25-585 circulating fluidized-bed boiler in the oxyfuel combustion mode,” Therm. Eng. 58, 593–601 (2011).
D. A. Mel’nikov, G. A. Ryabov, and N. V. Chernyavskii, “Study of comparative kinetic characteristics of combustion of fuels in air and oxygen, and carbon dioxide,” Mashinostroenie 3 (4), 31–37 (2015).
K. El Sheikh, G. A. Ryabov, M. D. Khamid, T. V. Bukharkina, and M. A. Hussain, “The generation and suppression of NOx and N2O emissions in the oxy-fuel combustion process with recycled CO2 (an overview),” Therm. Eng. 67, 1–9 (2020).
K. El Sheikh, G. A. Ryabov, and T. V. Bukharkina, “Peculiarities of formation and suppression of sulfur oxides emissions during fuel combustion in oxygen environment with CO2 recirculation,” Elektr. Stn., No. 8, 18−24 (2019).
GOST 8058-85. Gaseous and Liquid Carbon Dioxide. Specifications (Standartinform, Moscow, 2006).
A. A. Strokov, A. N. Epikhin, and M. S. Ryashentsev, “Extraction of carbon dioxide from flue gases of thermal power plants with subsequent production of commercial CO2,” Energetik, No. 7, 20−22 (2021).
G. Ryabov, O. Folomeev, and I. Dolgushin, “The investigation of movement conditions of particles binary mixtures in chemical looping combustion of solid fuel,” J. Phys.: Conf. Ser. 891, 012101 (2017). https://doi.org/10.1088/1742-6596/891/1/012101
G. Ryabov, O. Folomeev, and I. Dolgushin, “The investigation of mass flux profile and separation of binary mixture of ash and metal oxide for chemical looping combustion of solid fuels,” in Proc. 23rd Int. Conf. on FBC, Seoul, Korea, May 13−17, 2018, pp. 468−476.
G. Ryabov, D. Sankin, O. Folomeev, and I. Dolgushin, “The investigation of fluidization of solids mixture with different particles density,” in Proc. CFB-12, Krakow, Poland, 24−26 May 2017, pp. 179–186.