Сравнительный анализ углеродного следа существующих и перспективных тепловых электрических станций.
DOI:
https://doi.org/10.31489/2022No4/34-43Ключевые слова:
углеродный след, тепловые электрические станции, ПГУ, цикл Аллама, органическое топливо, газификация угляАннотация
Топливно-энергетический сектор является крупнейшим эмитентом парниковых газов, вносящих вклад в глобальное потепление. Их эмиссия осуществляется при добыче, транспортировке и сжигании топлив. Перспективным способом снижения выбросов при эксплуатации генерирующих объектов является переход к энергетическим установкам на органическом топливе с малыми выбросами диоксида углерода. Однако наличие затрат энергии на улавливание углекислого газа приводит к существенному снижению эффективности данных энергоустановок. В конечном счете это приводит к повышенному потреблению топлива и росту эмиссии парниковых газов: прежде всего, за счет увеличенных объемов добычи и транспортировки топлива. В настоящей работе на основе метода материального баланса, с учетом системного эффекта изменения эффективности и количества потребляемого топлива, произведена оценка углеродного следа в течение двадцатилетнего жизненного цикла для парогазовых и кислородно-топливных установок, работающих как на природном газе, так и на угле с внутрицикловой газификацией. Показано, что переход на кислородно-топливные энергоустановки позволяет снизить углеродный след примерно на 90 % в случае работы на природном газе и около 75 % для угольного топлива. Исследование также демонстрирует положительный эффект внедрения системы улавливания и хранения диоксида углерода: сокращение углеродного следа примерно на 75% для природного газа и на 70% для угля.Библиографические ссылки
"
Nakajima T., et al. ESG Investment in the Global Economy. Springer, Singapore, 2021, 107 p.
Cesarone F., Martino M.L., Carleo A. Does ESG Impact Really Enhance Portfolio Profitability? Sustainability, 2022, Vol. 14, No. 4, pp. 1–28.
Peters G. P., et al. Carbon dioxide emissions continue to grow amidst slowly emerging climate policies. Nat. Clim. Chang., 2020, Vol. 10, No. 1, pp. 3–6.
Yu X.Y., et al. Evaluation of nitrous oxide as a substitute for sulfur hexafluoride to reduce global warming impacts of ANSI/HPS N13.1 gaseous uniformity testing. Atmospheric Environment, 2018, Vol. 176, pp. 40–46.
Rosa L. P., Schaeffer R. Global warming potentials. Energy Policy, 1995, Vol. 23, No. 2, pp. 149–158.
Friedlingstein P., O'Sullivan M., Jones M.W., Andrew R.M., Hauck J., Olsen A., Zaehle S. Global carbon budget 2020. Earth Syst. Sci. Data, 2020, Vol. 12, No. 4, pp. 3269–3340.
Nemtinova Yu.V., Nemtinov V. A. Managing Greenhouse Gas Emissions Quotas on the Way to Decarbonizing the Economy. Èkol. prom. Ross., 2022, Vol. 26, No. 1, pp. 19–23.
EIB Project Carbon Footprint Methodologies. European Investment Bank, Luxembourg 2020. Available at: https://www.eib.org/attachments/publications/eib_project_carbon_footprint_methodologies_2022_en.pdf
Masson-Delmotte V. et al. IPCC, 2021: Climate Change 2021: The Physical Science Basis. Cambridge University Press, Cambridge, Great Britain, 2021, 112 p.
Guide to PAS 2050: how to assess the carbon footprint of goods and services. BSI, London, 2008, 101 p.
Greenhouse gas protocol: product life cycle accounting and reporting standard. World Resources Institute, Washington, DC, 2011, 116 p.
Zhang T. Methods of Improving the Efficiency of Thermal Power Plants. J. Phys.: Conf. Ser., 2020, Vol. 1449, No. 1, p. 012001.
Raza A., Gholami R., Rezaee R., Rasouli V. and Rabiei M. Significant aspects of carbon capture and storage – A review. Petroleum, 2019, Vol. 5, No. 4, pp. 335–340.
Jia W., McPherson B., Dai Z., Irons T. and Xiao T. Evaluation of pressure management strategies and impact of simplifications for a post-EOR CO2 storage project. Geomech. Geophys. Geo-energ. Geo-resour., 2017, Vol. 3, No. 3, pp. 281–292.
Schorr M. M. and Chalfin J. Gas Turbine NOx Emissions Approaching Zero: Is it Worth the Price? General Electric Company, Schenectady, USA, 1999, 12 p.
Rodríguez Hervás G. and Petrakopoulou F. Exergoeconomic Analysis of the Allam Cycle. Energy Fuels, 2019, Vol. 33, No. 8, pp. 7561–7568. . https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.9b01348
Rogalev, A., Komarov, I., Kindra, V., Zlyvko, O. Entrepreneurial assessment of sustainable development technologies for power energy sector. Enterpreneurship and Sustainability Issues. 2018, Vol. 6(1), pp. 429 – 445. http://doi.org/10.9770/jesi.2018.6.1(26)
Rogalev A., Rogalev N., Kindra V., Komarov I., and Zlyvko O. Research and Development of the Oxy-Fuel Combustion Power Cycles with CO2 Recirculation. Energies, 2021, Vol.14, No.10, p.2927. doi: 10.3390/en14102927
Rogalev A., Grigoriev E., Kindra V. and Rogalev N. Thermodynamic optimization and equipment development for a high efficient fossil fuel power plant with zero emissions. Journal of Cleaner Production, 2019, Vol. 236, p. 117592.
Kindra V. O., Milukov I. A., Shevchenko I. V., Shabalova S. I. and Kovalev D. S. Thermodynamic analysis of cycle arrangements of the coal-fired thermal power plants with carbon capture. Archives of Thermodynamics, 2021, Vol.42, No. 4, pp. 103–121. doi:10.24425/ather.2021.139653
Spath P. L., Mann M. K. Life Cycle Assessment of a Natural Gas Combined Cycle Power Generation System. NREL, Denver, USA, 2000. Available at: Life Cycle Assessment of a Natural Gas Combined Cycle Power Generation System (nrel.gov)
James III R. E. Skone T. J., Life Cycle Analysis: Natural Gas Combined Cycle (NGCC) Power Plant. NETL, Pittsburghm, USA, 2012, 148 p.
Product Life Cycle Accounting and Reporting Standard. World Resource Institute, Washington DC, USA, 2013. Available at: https://ghgprotocol.org/sites/default/files/standards/Product-Life-Cycle-Accounting-Reporting-Standard _041613.pdf
Ferat Toscano C., et al. Life Cycle Assessment of a Combined-Cycle Gas Turbine with a Focus on the Chemicals Used in Water Conditioning. Sustainability, 2019, Vol. 11, No. 10, p. 2912. doi:10.3390/su11102912
Jung S., et al. Development of Low Emission Gas Turbine Combustors. Proceedings of ASME Turbo Expo 2015: Turbine Technical Conference and Exposition, 2015, Vol. 4, p. 01.
Steen M. Greenhouse gas emissions from fossil fuel fired power generation systems. European Commission, Brussels, 2001, 61 p.
Whitty K.J., Zhang H. R. and Eddings E. G. Emissions from Syngas Combustion. Combustion Science and Technology, 2008, Vol. 180, No. 6, pp. 1117–1136. doi: 10.1080/00102200801963326
Tripathi A.K. Falling capacity utilization of thermal power plants in India: Projection of future scenarios. International Journal of Energy Production and Management, 2020, Vol. 6, No. 1, pp. 94-104.
Harris D.J., Roberts D.G. Coal gasification and conversion. The Coal Handbook: Towards Cleaner Production. Woodhead Publishing, Philadelphia, USA, 2013, 576 p.
Liang F.-Y., Ryvak M., Sayeed S., Zhao N. The role of natural gas as a primary fuel in the near future, including comparisons of acquisition, transmission and waste handling costs of as with competitive alternatives. Chemistry Central Journal, 2012, Vol. 6, No. 1, pp. 4. doi:10.1186/1752-153X-6-S1-S4
Richards A. P., Haycock D., Frandsen J. and Fletcher T. H. A review of coal heating value correlations with application to coal char, tar, and other fuels. Fuel, 2021, Vol. 283, pp. 118942. doi: 10.1016/j.fuel.2020.118942
Xie Y., Ma X., Ning H., Yuan Z. and Xie T. Energy efficiency evaluation of a natural gas pipeline based on an analytic hierarchy process. Advances in Mechanical Engineering, 2017, Vol. 9, No. 7, pp. 1-12.
Yin L., Liao Y., Zhou L., Wang Z. and Ma X. Life cycle assessment of coal-fired power plants and sensitivity analysis of CO2 emissions from power generation side. IOP Conf. Ser. Mater. Sci. Eng., 2017, Vol. 199, pp. 012055.
doi:10.1177/1687814017711394
Miller B. G. Clean Coal Engineering Technology. EMS Energy Institute, State College, USA, 2017, 244 p.
"
