Интеграция высокотемпературного топливного элемента с системой улавливания СО₂ в энергетический цикл тепловой электрической станции

Топливный элемент на расплавленных карбонатах позволяет улавливать, сепарировать и концентрировать углекислый газ во время перехода его через расплав карбонатов от катодной стороны к анодной, одновременно генерируя электричество и теплоту. В статье представлены технология и технологическая схема системы улавливания СО₂ из дымовых газов тепловой электрической станции в высокотемпературном топливном элементе на расплавленных карбонатах с последующей конверсией и утилизацией газообразных горючих продуктов в энергетическом цикле тепловой электрической станции. Топливный элемент работает на природном газе с внутренним риформингом. После топливного элемента выходящий с анода газ направляется в блок конверсии, где в реакции с углеродом при высоких температурах образуются горючие газы, пригодные для повторного сжигания в турбине. Для энергетических установок, системы улавливания и конверсии углекислого газа проводились термодинамические, технико-экономические расчеты. Коэффициент полезного действия высокотемпературного топливного элемента 42 %. В базовом сценарии чистая энергоэффективность станции 61 % при степени улавливания CO₂ 80–85 %. Возврат топливных газов после конверсии СО₂ с учетом их теплотворной способности позволяет дополнительно увеличить электрическую мощность тепловой электрической станции до 20 %. При удельной стоимости топливного элемента 1300 евро/кВт и цене на природный газ 0,04 евро/кВт полная стоимость электроэнергии установки составляет 0,074 евро/кВт. Результаты показывают, что предложенная система привлекательна для производства электроэнергии на природном газе с улавливанием углекислого газа.

1. García-Freites, S. The Greenhouse Gas Removal Potential of Bioenergy with Carbon Capture and Storage (BECCS) to Support the UK's Net-Zero Emission Target / S. García-Freites, C. Gough, M. Röder // Biomass Bioenergy. 2021. Vol. 151. 10664. https://doi.org/10.1016/j.biombioe.2021.106164.

2. Energy Penalty Estimates for CO2 Capture: Comparison between Fuel Types and Capture-Combustion Modes / S. Vasudevan [et al.] // Energy. 2016. Vol. 103. P. 709–714. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.02.154.

3. Halliday, C. The Potential of Molten Metal Oxide Sorbents for Carbon Capture at High Temperature: Conceptual Design / C. Halliday, T. A. Hatton // Applied Energy. 2020. Vol. 280. 116016. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.116016.

4. Комбинированное сжигание потоков различных промышленных отходов в топках котлов. Ч. 1 / Ю. П. Ярмольчик [и др.] // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2020. Т. 63, № 3. С. 236–252. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2020-63-3-236-252.

5. Комбинированное сжигание потоков различных промышленных отходов в топках котлов. Ч. 2 / Ю. П. Ярмольчик [и др.] // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2020. Т. 63, № 6. С. 526–540. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2020-63-6-526-540.

6. Microstructure Driven Design of Porous Electrodes for Molten Carbonate Fuel Cell Application: Recent Progress / T. Wejrzanowski [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. 2020. Vol. 45, Iss. 47. P. 25719–25732. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.12.038.

7. Study on a Novel Pressurized MCFC Hybrid System with CO2 Capture / L. Duan [et al.] // Energy. 2016. Vol. 196. P. 737–750. https://doi.org/10.1016/j.energy.2016.05.074.

8. Перспективы развития водородной энергетики в Татарстане / А. А. Филимонова [и др.] // Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2020. Т. 22, № 6. С. 79–91. https://doi.org/10.30724/1998-9903-2020-22-6-79-91.

9. Molten Carbonate Fuel Cell Performance for CO2 Capture from Natural Gas Combined Cycle Flue Gas / J. Rosen [et al.] // Journal of The Electrochemical Society. 2020. Vol. 167, Iss. 6. 064505. https://doi.org/10.1149/1945-7111/ab7a9f.

10. Economic Analysis of CO2 Capture from Natural Gas Combined Cycles Using Molten Carbonate Fuel Cells / S. Campanari [et al.] // Applied Energy. 2014. Vol. 130. P. 562–573. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2014.04.011.

11. Assessing the Potential of Molten Carbonate Fuel Cell-Based Schemes for Carbon Capture in Natural Gas-Fired Combined Cycle Power Plants / M. Spinelli [et al.] // Journal of Power Sources. 2020. Vol. 448. 227223. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2019.227223.

12. Novel Application of Carbonate Fuel Cell for Capturing Carbon Dioxide from Flue Gas Streams / S. Jolly [et al.] // ECS Transactions. 2015. Vol. 65, No 1. P. 115–127. https://doi.org/10.1149/06501.0115ecst.

13. Preliminary Performance and Cost Evaluation of Four Alternative Technologies for Post-Combustion CO2 Capture in Natural Gas-Fired Power Plants / M. Gatti [et al.] // Energies. 2020. Vol. 13, Iss. 3. P. 543. https://doi.org/10.3390/en13030543.

14. Трухина, О. С. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов / О. С. Трухина, И. А. Синцов // Успехи современного естествознания. 2016. № 3.С. 205–209.

15. Integration of Molten Carbonate Fuel Cell and Chemical Looping Air Separation for High-Efficient Power Generation and CO2 Capture / S. Chen [et al.] // Energy. 2022. Vol. 254, Part A. 124184. https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124184.