- Код статьи
- S0002331025020055-1
- DOI
- 10.31857/S0002331025020055
- Тип публикации
- Статья
- Статус публикации
- Опубликовано
- Авторы
- Том/ Выпуск
- Том / Номер выпуска 2
- Страницы
- 65-80
- Аннотация
- В настоящий момент повышение экологической безопасности на тепловых энергетических станциях является одним из ключевых направлений развития энергетики. В мировой практике активно применяются технологии очистки уходящих газов от оксидов азота, серы и золы. Однако технологии улавливания диоксида углерода до сих пор не нашли широкого применения из-за существенного снижения эффективности производства электроэнергии. В настоящей работе представлены результаты разработки и исследования технологических схем бинарных и тринарных парогазовых установок с минимальными выбросами вредных веществ в атмосферу. В ходе исследований было выявлено, что переход от моноэтаноламиновой очистки уходящих газов к установке паровой конверсии метана обеспечивает прирост КПД нетто тринарной энергетической установки на 1.25% (для парогазовой установки на 1.16%) и сокращение удельных выбросов диоксида углерода в атмосферу в 2.3 раза. Большая эффективность энергоблока с интегрированной установкой паровой конверсии метана по сравнению с моноэтаноламиновой очисткой уходящих газов обусловлена снижением затрат электроэнергии на улавливание углекислого газа на 8,2 МВт.
- Ключевые слова
- парогазовые установки паровая конверсия метана термодинамический анализ тепловые схемы энергетическая эффективность органический цикл Ренкина
- Дата публикации
- 14.09.2025
- Год выхода
- 2025
- Всего подписок
- 0
- Всего просмотров
- 11
Библиография
- 1. Энергетическая стратегия Российской Федерации на период до 2035 года | Министерство энергетики РФ [Электронный ресурс]. URL: https://minenergo.gov.ru/node/1026 (дата обращения: 02.11.2022).
- 2. Nitrous Oxide Emissions by Sector. 2024. Available online: https://ourworldindata.org/emissions-by-sector (accessed: 10.06. 2024).
- 3. Ежова Н.Н., Сударева С.В. Современные методы очистки дымовых газов тепловых электростанций от диоксида углерода // Теплоэнергетика. 2009. № 1 С. 14–19.
- 4. Замятина А.В., Богатова Т.Ф., Осипов П.В. Анализ технологий улавливания CO2 // Энерго- и ресурсосбережение. Энергообеспечение. Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии. Атомная энергетика. Екатеринбург. 2019. С. 807–810.
- 5. Киндра В.О., Комаров И.И., Злывко О.В., Максимов И.А., Островский М.А. Термодинамический анализ тринарных энергоустановок // Известия РАН. Энергетика. 2024. № 1. С. 70–81.
- 6. Ibigbami O.A., Onilearo O.D., & Akinyeye R.O. Post‐combustion capture and other Carbon Capture and Sequestration (CCS) technologies: a review // Environmental Quality Management. 2024.
- 7. Song C., Liu Q., Deng S., Li H., Kitamura Y. Cryogenic-based CO2 capture technologies: State-of-the-art developments and current challenges // Renew. Sustain. Energy Rev. 2019. V. 101. P. 265–278.
- 8. Kamio E., Yoshioka T., Matsuyama H. Recent Advances in Carbon Dioxide Separation Membranes: A Review // J. Chem. Eng. Jpn. 2023. V. 56. P. 2222000.
- 9. Mondal M.K., Balsora H.K., Varshney P. Progress and trends in CO2 capture/separation technologies: A review // Energy. 2012. V. 46. P. 431–441.
- 10. Maniarasu R., Rathore S.K., Murugan S. A review on materials and processes for carbon dioxide separation and capture // Energy Environ. 2023. V. 34. P. 3–57.
- 11. Vorokhta M., Kusdhany M.I.M., Vöröš D., Nishihara M., Sasaki K., Lyth S.M. Microporous carbon foams: The effect of nitrogen-doping on CO2 capture and separation via pressure swing adsorption // Chem. Eng. J. 2023. V. 471. P. 144524.
- 12. Kindra V., Maksimov I., Oparin M., Zlyvko O., Rogalev A. Hydrogen Technologies: A Critical Review and Feasibility Study // Energies. 2023. V. 16. P. 5482.
- 13. Ma L.-C., Dominguez B.C., Kazantzis N.K., Ma Y.H. Integration of membrane technology into hydrogen production plants with CO2 capture: An economic performance assessment study // Int. J. Greenh. Gas Control. 2015. V. 42. P. 424–438.
- 14. Fernandez J.R., Abanades J.C.; Grasa G. Modeling of sorption enhanced steam methane reforming-Part II: Simulation within a novel Ca/Cu chemical loop process for hydrogen production // Chem. Eng. Sci. 2012. V. 84. P. 12–20.
- 15. Komarov I., Osipov S., Zlyvko O., Vegera A., Naumov V. Combined Cycle Gas Turbine for Combined Heat and Power Production with Energy Storage by Steam Methane Reforming // J. Energy Syst. 2021. V. 5. P. 231–243
- 16. Pashchenko D. Performance Evaluation of a Combined Power Generation System Integrated with Thermochemical Exhaust Heat Recuperation Based on Steam Methane Reforming // Int. J. Hydrogen Energy. 2023. V. 48. P. 5823–5835.
- 17. Mullen D., Herraiz L., Lucquiaud M. Advanced Thermodynamic Integration in Combined Fuel and Power (CFP) Plants Producing Low Carbon Hydrogen & Power with CCUS. Proceedings of the 15th Greenhouse Gas Control Technologies Conference. 2021. P. 15–18.
- 18. Lozza G., Chiesa P. Natural gas decarbonization to reduce CO2 emission from combined cycles – Part I: Partial oxidation. J. Eng. Gas Turbines Power. 2000. V. 124. P. 82–88.
- 19. Aspen Technology, Inc. Aspen Plus. Available online: https://www.aspentech.com/en/products/engineering/aspen-plus (accessed on 19 July 2021).
- 20. Lemmon E.W., Bell I.H., Huber M.L., McLinden M.O. NIST Standard Reference Database 23: Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties-REFPROP; Version 10.0, National Institute of Standards and Technology; Standard Reference Data Program: Gaithersburg, MA, USA, 2018.
- 21. Quirino P., Amaral A., Pontes K., Rossi F., Manenti F. Impact of kinetic models in the prediction accuracy of an indus-trial steam methane reforming unit. // Comput. Chem. Eng. 2021. V. 152. P. 107379.
- 22. Stray J.D. Control of Corrosion and Fouling in Amine Sweetening Systems, presented at the NACE Canada Region Western Conference Calgary, Alberta February, 1990. P. 20–22.
