Сжигание биомассы в кипящем слое с возможностью получения водорода при частичном удалении СО₂

Выполнен анализ технологий с улавливанием и захоронением CO₂ в результате процессов, в которых биомасса преобразуется в энергию или используется для производства материалов (BECCS). Показано, что они будут широко использоваться после 2030 года. Рассмотрены вопросы сжигания биомассы в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), включая сжигание в среде кислорода с рециркуляцией СО₂, которое может обеспечить углеродную нейтральность. Рассмотрены вопросы получения водорода различными способами, дано их сравнение по стоимости и углеродному следу. Отмечено, что производство «зеленого» водорода электролизом от энергии ветра и солнца вряд ли оправдано в условиях России. Поэтому интерес представляет исследование возможности использования электроэнергии от паросилового цикла при сжигании биомассы, как возобновляемого источника энергии. Выполнены расчеты по собственным методикам и приведены результаты расчетов установки с получением водорода при использовании котла с ЦКС паропроизводительностью 100 т/ч. Рассмотрены два варианта биомассы – щепа и пеллеты. Котел рассчитывался для воздушного сжигания, кислородного сжигания с рециркуляцией СО₂ и вариантов с добавкой кислорода от электролизера при 50 % и 100 % подачи выработанной электроэнергии. Определены показатели котла и расходы водорода и кислорода в этих вариантах. Выполнена оценка приведенной стоимости водорода в течении жизненного цикла (LCOH), которая показала, что предложенная углеродно-нейтральная установка дает значение приведенных затрат на нижней границе существующих установок с электролизом из возобновляемых источников. Расчеты показали, что при переходе к полному кислородному сжиганию при плате за выбросы 30 дол/т СО₂ LCOH будет порядка 2 дол/кг водорода. Такой проект BECCS будет достаточно перспективным. Показано, что косвенный углеродный след для предложенной установки равен 0,38 – 0,95 кг/кг и безусловно соответствует требования по низкоуглеродному водороду (углеродный след менее 4,4 кг/кг).

1. . Energy Technology Perspectives 2020. Special Report on Carbon Capture Utilisation and Storage. CCUS in clean energy transitions. Paris: International Energy Agency. https://webstore.iea.org/ccus-in-clean-energy-transitions.

2. . IEA Bioenergy (2013), Using a life cycle assessment approach to estimate the net greenhouse gas emissions of bioenergy, https://www.ieabioenergy.com/wpcontent/uploads/2013/10/Usinga-LCA-approach-to-estimate-the-net-GHG-emissionsof-bioenergy.pdf, accessed 23 May 2019.

3. . IEA (2020), ETP Clean Energy Technology Guide, https://www.iea.org/articles/etp-cleanenergy-technology-guide, accessed 7 September 2020.

4. . EASAC (2018), Negative emission technologies: What role in meeting Paris Agreement targets? EASAC Policy Report, https://easac.eu/fileadmin/PDF_s/re-ports_statements/Negative_Carbon/EASAC_Report_on_Negative_Emission_Technologies.pdf (accessed 6 May 2019).

5. . Fuss, S. et al. (2018), Negative emissions - Part 2: Costs, potentials and side effects, Environmental Research Letters, Vol. 13/6, p. 63002, IOP Publishing, https://doi.org/10.1088/1748-9326/aabf9f.

6. . Haszeldine, R. S. et al. (2018), Negative emissions technologies and carbon capture and storage to achieve the Paris Agreement commitments (Volume 376, p. 20160447), https://doi.org/10.1098/rsta.2016.0447.

7. . Keith, D. W. A process for capturing CO2 from the atmosphere / Keith, D. W. et al. // Cell Press. – 2018, Joule. – Vol. 2/8, pp. 1573–1594, https://doi.org/10.1016/J.JOULE.2018.05.006.

8. . Realmonte, G. et al. (2019), An inter-model assessment of the role of direct air capture in deep mitigation pathways, Nature Communications, Vol. 10/1, p. 3277, https://doi.org/10.1038/s41467-019-10842-5.

9. . Zabetta, E. Role and Challenges of CFB in a Changing Energy Market [Text] / E. Zabetta, J. Kovacs, T. Eriksson // Proc. of the 12th Int. Conf. on CFB (May 23–26, 2017). – Krakow, Poland. – P. 77–83.

10. . Kettunen, A. CFB flexible operation to enable the transition to renewable energy sources with maximum profitability [Text] / A. Kettunen, V. Barišić, E. C. Zabetta, J. Kovács // Proc of 23-rd Int. Conf. on FBC, May 13-17, 2018. – Korea, Seoul, 2018. – pp. 183 – 192.

11. . Liu, Q. Cofiring of coal and biomass in oxyfuel fluidized bed for CO2 capture: A review of recent advances / Q. Liu, Y. Shi, W. Zhong, A. Yu // Chinese Journal of Chemical Engineering. – 2019. – 27, 2261–2272 (Aug 2019).

12. . Рябов, Г. А. Совместное сжигание биомассы и ископаемых топлив – путь к декарбонизации производства тепла и электроэнергии / Г.А. Рябов //Теплоэнергетика. – 2022. – № 6, DOI: 10.1134/S0040363622060054.

13. . Рябов, Г. А. Обоснование расчета топочного контура котлов с циркулирующим кипящим слоем [Текст] / Г. А. Рябов, О. М. Фоломеев // Теплоэнергетика. – 2011. – № 6. – С. 12 – 18.

14. . Аксютин, О. Метан, водород, углерод: новые рынки, новые возможности [Текст] / О. Аксютин, А. Ишков, К. Романов, Р. Тетеревлев, // «НЕФТЕГАЗОВАЯ ВЕРТИКАЛЬ» – 2021. –№1-2. – С. 40–47.

15. . Дауди, Д. Перспективы «голубого» водорода в России /Д. Дауди, Г. Рожнятовский, А. Ишмурзин, Н. Кодряну, Н. Попадько // Общественно-деловой научный журнал Водород: вопросы, проблемы и возможности зарождающегося рынка. 2021. – № 3 (157). – С. 34-43.

16. . Pratschner, S. Power‐to‐Green Methanol via CO2 Hydrogenation — A Concept Study Including Oxyfuel Fluidized Bed Combustion of Biomass /S. Pratschner, P. Skopec, J. Hrdlicka and F. Winter // 1Energies, 2021, 14, 4638. https://doi.org/10.3390/en14154638.

17. . Электронный ресурс: Режим доступа – https://www.bioenergy-news.com/news/drax-considers-new-pellet-projects/

18. . Elsayed, M. A. Carbon and energy balances for a range of biofuel options /M. A. Elsayed, R. Matthews and N. D. Mortimer // Project #B/B6/00784/REP URN03/86, Shaffield Hallam Universitru UK, Marth 2003.

19. . Carbon emission of different fuels, Forest Research, 2021. https://www.resarchgate.net.