CC BY
41iaTpîâOâOpOâiiliJ SibprbTè^à
WIND ENERGY Hydrogen-wind energy
УДК 621.311.23/25.003.13
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОИЗВОДСТВА ВОДОРОДА С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЕТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК И ЕГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ В АВТОНОМНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
О. В. Марченко, С. В. Соломин
Институт систем энергетики им. Л. А. Мелентьева СО РАН ул. Лермонтова, 130, Иркутск, 664033, Россия Тел.: (3952) 428861; e-mail: marchenko@isem.sei.irk.ru; solomin@isem.sei.irk.ru
Марченко Олег Владимирович
Сведения об авторе: кандидат техн. наук, ведущий научный сотрудник Института систем энергетики им. Л. А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН, доцент Иркутского государственного университета.
Образование: инженер-физик, Московский инженерно-физический институт (1976 г.).
Профессиональный опыт: с 1975 г. работал в Сухумском физико-техническом институте, с 1992 г. — в ИСЭМ СО РАН.
Область научных интересов: оценка экономической эффективности энергетических технологий, математическое моделирование систем с возобновляемыми источниками энергии, исследования долгосрочных перспектив развития мировой энергетики.
Публикации: автор и соавтор 8 монографий и более 100 научных статей в отечественных и зарубежных журналах.
Сведения об авторе: кандидат техн. наук, старший научный сотрудник ИСЭМ СО РАН.
Образование: инженер-электрик, Иркутский политехнический институт (1986 г.).
Профессиональный опыт: с 1986 г. работал в отделе автоматизации и технической физики Иркутского научного центра СО РАН, с 1995 г. — в ИСЭМ СО РАН.
Область научных интересов: оценка экономической эффективности возобновляемых источников энергии, моделирование и анализ перспектив развития мировой энергетической системы.
Публикации: автор и соавтор 5 монографий и более 60 научных статей.
Соломин Сергей Владимирович
Economic efficiency of wind energy and hydrogen application in autonomous energy systems is analyzed. The energy system including diesel units, wind turbines, electrolyzers, storage tanks and fuel cells is considered. Areas of wind/hydrogen system efficiency are determined depending of loads, fuel cost and average wind velocities.
Введение
Применение нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ) и водорода в энергетике позволяет:
— уменьшить выбросы вредных веществ в окружающую среду и тем самым снизить неблагоприятное воздействие энергетики на природу и здоровье людей;
Статья поступила в редакцию 06.02.2007 г.
The article has entered in publishing office 06.02.2007.
- обеспечить энергетическую независимость потребителей;
- улучшить качество жизни людей в отдаленных и труднодоступных местностях;
- повысить экономичность энергоснабжения.
Указанные факторы особенно важны в малых изолированных (автономных) системах энер-
£ госнабжения, где в настоящее время использует-| ся дорогое (в том числе вследствие необходимос-и ти его транспортировки) органическое топливо. .3 В России районы, изолированные от Еди-
ной электроэнергетической системы страны, со-.у ставляют около 70 % территории. Это районы | Крайнего Севера, Восточной Сибири, Дальнего ^ Востока, Сахалина, Камчатки, а также некото-
Г--
§ рые территории в центральных регионах Рос-0 сии. Здесь расположено около 1400 мелких населенных пунктов, в которых проживает более 20 млн. человек.
Системы энергоснабжения изолированных районов характеризуются следующими особенностями:
- населенные пункты рассредоточены на обширных территориях;
- электрическая нагрузка потребителей в каждом пункте не превышает 3-5 МВт;
- транспортная инфраструктура развита слабо;
- основным источником электроэнергии являются дизельные электростанции.
В автономных системах энергоснабжения НВИЭ могут обеспечить не только экологический, но и экономический эффект, т. е. оказаться конкурентоспособными с энергоисточниками на органическом топливе [1-4].
В настоящее время наиболее быстро развивающейся технологией использования возобновляемых энергоресурсов является ветроэнергетика: мощность ветроэнергетических установок (ВЭУ) в мире ежегодно возрастает на 20-30 %. В период 1995-2005 гг. суммарная мощность ВЭУ увеличилась с 4,8 до 59 ГВт, ежегодные вводы мощностей — с 1,3 ГВт до 11,5 ГВт. К 2010 г. ожидаются ежегодные вводы ВЭУ около 17,8 ГВт, а установленная мощность должна возрасти более чем в два раза (до 135 ГВт) [5]. Вместе с тем бурное развитие мировой ветроэнергетики практически обошло стороной Россию, где масштабы ^ строительства ВЭУ весьма незначительны. | Основные достоинства ветроэнергетики:
- отсутствие выбросов вредных веществ в й процессе производства электроэнергии;
- относительная дешевизна вырабатываемой 6 электроэнергии (3-5 цент/кВт-ч для лучших §• установок при хороших ветровых условиях);
Ё - возможность существенной экономии орга-
й нического топлива при работе в составе авто-0 номной энергосистемы.
Одновременно с этим ВЭУ имеют и недостаток — непостоянство выработки электроэнергии (ее зависимость от изменяющейся скорости ветра). В связи с этим ветроустановки обычно применяются в сочетании с энергоисточниками, которые работают в управляемом режиме и снаб-
жают энергией нагрузку в периоды недостаточной выработки ВЭУ или их простоев.
В этом случае ВЭУ входят в состав ветроди-зельных систем. Мощность агрегатов дизельной электростанции (ДЭС) выбирается из условия обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей даже в случае простоя ВЭУ во время штилей. В периоды же сильного ветра часть выработки ВЭУ оказывается избыточной. В связи с этим появляется возможность использования этой электроэнергии для производства водорода методом электролиза с последующим электрохимическим преобразованием в электрическую энергию. Введение в ветродизельную систему подсистемы производства, хранения и энергетического использования водорода может при определенных условиях привести к уменьшению потребления дизельного топлива (или даже полного исключения ДЭС из системы) и уменьшению затрат на производство электроэнергии.
Водород является универсальным и экологически чистым энергоносителем. Он имеет высокую теплоту сгорания, практически неограниченные ресурсы сырья для его производства и экологически безопасен (продуктом сгорания является вода). К настоящему времени водород в небольших масштабах нашел применение в качестве топлива электрохимических энергоустановок в автономных энергетических системах малой мощности, на транспорте, в системах энергоснабжения космических аппаратов.
Основными проблемами водородной энергетики являются высокая стоимость установок и аппаратуры, а также сложность хранения и транспортировки водорода в газообразном и сжиженном состояниях.
Получение водорода электролизом на основе «избыточной» электроэнергии, выработанной ВЭУ непосредственно в месте потребления, удешевляет процесс и избавляет от необходимости транспортировки водорода. По мере совершенствования технологий и увеличения масштабов производства и использования водорода следует ожидать существенного улучшения экономических характеристик основных элементов водородной системы — электролизеров и топливных элементов.
Отдельные экономические оценки конкретных вариантов использования водорода для энергоснабжения потребителей в автономных энергосистемах выполнены в работах [6-8].
Цель настоящей работы — анализ современных и прогнозных технико-экономических показателей ветро-водородной автономной энергосистемы и экономической эффективности производства и использования водорода в автономных системах энергоснабжения.
Расчетная схема
Рассматривается автономная энергосистема, включающая дизельную электростанцию (ДЭС), одну или несколько ветроэнергетических установок (ВЭУ), электролизер, ресиверы, топливные элементы (ТЭ) и потребителей электроэнергии с их графиком нагрузки (рис. 1). Предпола-
гается, что в состав ДЭС, ВЭУ, электролизеров и ТЭ входят все необходимые устройства управления и связи с сетью.
Рис. 1. Расчетная схема автономной энергосистемы
ВЭУ непосредственно снабжает электроэнергией потребителей с переменной нагрузкой (если этой электроэнергии недостаточно, то одновременно могут работать ДЭС и ТЭ), избыточная энергия ВЭУ потребляется электролизером (если ресивер не полностью заполнен водородом) или срабатывается на балластном сопротивлении (на рисунке не показано).
Современные и перспективные технико-экономические показатели компонентов энергосистемы
Ценовые характеристики доступного на российском рынке оборудования приведены в табл. 1.
При анализе цен на энергоустановки перевод из одной валюты в другую (рубли, евро (€), доллары США (013$ или $)) проводился при следующих курсах валют: 1$ = 26 руб., 1 € = 35 руб., 1 € = 1,3$ (по состоянию на декабрь 2006 г.).
Дизельные агрегаты. Цена оборудования ДЭС зависит от исполнения (открытое, контейнер, контейнер на шасси, энергомодуль без участия оператора), степени автоматизации (ручной или автоматический запуск), комплектации (в том числе, наличие глушителя). Минимальная цена соответствует открытому исполнению (без кожуха) и первой степени автоматизации (с ручным запуском), максимальная — передвижному и обслуживаемому без участия человека энергомодулю с системой шумопоглощения и второй степенью автоматизации (автоматический запуск).
Приведенные в табл. 1 удельные капиталовложения соответствуют второй степени автоматизации и наличию капота.
Структура капиталовложений в ДЭС примерно следующая: стоимость оборудования и его монтажа — 50 %, строительство здания — 40 %, организация топливного хозяйства — 10 % [9].
Ветроэнергетические установки. Единичные мощности предлагаемых на рынке ВЭУ российского производства не превышают 250 кВт, объем выпуска незначителен [10]. За рубежом основную часть выпускаемых ВЭУ составляют установки мощностью 1 МВт и выше [11, 12].
Цены зарубежных ВЭУ по данным [11] и прайс-листов фирм составляют:
- для мощностей 1-20 кВт — от 2200 до 5000 $/кВт;
- для мощностей 30-100 кВт — от 1600 до 3500 $/кВт;
- для мощностей 120-750 кВт — от 1300 до 1600 $/кВт;
- для больших мощностей (800-3000 кВт) — 800-1000 $/кВт.
Характерные удельные цены для отечественных установок разной мощности: 1 кВт — 49806560 $/кВт, 30 кВт — 1200-1500 $/кВт, 250 кВт — 900-1000 $/кВт [10]. Стоимость ВЭУ составляет около 80 % (для конкретных проек-
Современные удельные цены оборудования ($/кВт)
Таблица 1
Мощности, кВт
Установки
2-3 10-15 50-60 100 200-250 300 500-600 1000-1300
Дизели отечественные 900 1 720 1 260 2 175 2 150 2 140 2 180 3 —
Дизели зарубежные 1100 4 720 4 340 5 300 6 260 5 190 5'6 180 5'6 280 7
ВЭУ отечественные 3740 8 2250 8 — — 900 9 — — —
ВЭУ зарубежные 3200 10 2400 11 — — 1600 12 — 1480 12 1000 13
Электролизеры отечественные — — 5150 14 3270 14 2150 14 — — —
Электролизеры зарубежные 23700 15 11830 15 2720 16 — — 1230 17 — —
ТЭ 32000 18 — — — 4000 19 — — 3000 20
П р и м е ч а н и я : дизель-агрегаты: 1 — Вепрь, 2 — АД, 3 — ADV, 4 — Eisemann, 5 — Geko, 6 — Pramac, 7 — Kohler; ВЭУ: 8 — ЛМВ, 9 — АВЭ-250, 10 — Proven WT-2500, 11 — Bergey Excel, 12 — Fuhrländer (FL-250 и FL600), 13 — Nordex N62; электролизеры: 14 — СЭУ (СЭУ-10, СЭУ-20 и СЭУ-40), 15 — HOGEN (0,5-6 нм3/ч) , 16 — Teledyne HM-200, 17 — HGM-2000; ТЭ: 18 — S-2000, 19 — PureCell 200 (UTC), 20 — DFC-1500 (Fuel Cell Energy).
тов эта доля варьируется в диапазоне 74-82 %) от стоимости всей системы, которая включает затраты на монтаж ветроустановки, строительство фундамента и башни, подключение к сети, установку инверторов, блоков управления, автоматизации и контроля. Ежегодные издержки составляют 2-3 % от капиталовложений [12].
Электролизеры. В настоящее время среди f зарубежных фирм-производителей электролизе-и ров наиболее известны Proton Energy Systems ! Inc., Avalence LLC, Teledyne Technologies Inc., £ H2Gen Innovation Inc. (США), Hydrogenics (Ка-£ нада), Norsk Hydro Electrolysers AS (Норвегия). | У электролизеров с твердополимерным электро-g литом (серия HOGEN) расход электроэнергии S составляет 5,7-7,3 кВт-ч/нм3 (КПД равен 410 53 %), у электролизеров с щелочным электролитом КПД достигает 73 % (расход электроэнергии 4,1 кВт-ч/нм3).
В России электролизеры СЭУ-4, СЭУ-10, СЭУ-20 и СЭУ-40 (производительность 4-41 нм3/ч, мощность 21-205 кВт) производятся на заводе «Уралхиммаш». Их КПД около 60% (расход электроэнергии — 5-5,15 кВт-ч/нм3).
Кроме блока электролизных ячеек установка включает в себя системы подготовки и подачи воды, циркуляции и фильтрации электролита, сбора и очистки газов, конденсации воды, охлаждения, контроля и автоматики [13]. При оценке суммарных капитальных затрат следует учитывать также стоимость производственного помещения электролизера и (в некоторых случаях) специальной трансформаторно-выпрями-тельной подстанции [14]. Для оценки суммарных удельных капиталовложений принято увеличивать цену электролизера на 30 % [6] или на 50-100 % [13] с учетом потребности в транс-форматорно-распределительной подстанции и помещения для нее.
В ряде литературных источников прогнозируется резкое снижение удельной цены электролизеров. Например, для электролизеров серии HOGEN (производитель — Proton Energy Systems) мощностью 6 кВт прогнозная цена составляет около 750 $/кВт, мощностью 60 кВт — 480 $/кВт „ [15]. Прогнозируемая цена электролизера HGM < (производитель — H2Gen Innovation) произво-* дительностью 52,8 нм3/ч составляет 173 тыс. $ I (580 $/кВт), производительностью 264 нм3/ч — ■I 473 тыс. $ (315 $/кВт) [16].
| Ежегодные эксплуатационные издержки для
| электролизеров оцениваются в 2-5 % от капи-£ таловложений [17-19].
§. Ресиверы. Ресивер — это сосуд для хране-
ния газов (в том числе, водорода). Отечественен
S ные ресиверы, которые входят в комплект по-0 ставки электролизных установок типа СЭУ, стоят от 295 до 1548 тыс. руб. (1100 и 600 $/м3 при емкости 10 и 100 м3, соответственно). С учетом рабочего давления в 10 атм (1 МПа) удельная цена ресиверов составляет 60-110 $/нм3
Перспективная (к 2020 г.) стоимость ресиверов оценивается в 25 €/нм3 [17].
Топливные элементы. К настоящему времени разработаны электрохимические энергоустановки на основе топливных элементов с щелочным электролитом (ЩТЭ или AFC — alkaline fuel cells), фосфорно-кислым электролитом (ФКТЭ, PAFC — phosphoric-acid FC), твердополимерным электролитом (ТПТЭ) — ионообменной мембраной (ИОМ, PEM — proton exchange membrane), расплавленным карбонатным электролитом (РКТЭ, MCFC — molten carbonate FC) и твердооксидным электролитом (ТОТЭ, SOFC — solid oxide FC) [20].
Для автономного энергоснабжения уже применяются установки с ФКТЭ (мощность до 11 МВт, удельная стоимость 3000-3500 $/кВт, ресурс до 40000 ч) и РКТЭ, рассматривается возможность использования установок с ТПТЭ и ТОТЭ [20].
Ежегодные постоянные издержки в ТЭ оцениваются в 1-3% (в среднем 2%) [21].
В ближайшей перспективе отечественные энергоустановки с ТЭ могут стоить 4000 $/кВт при единичной мощности около 10 кВт и 1500 $/кВт при единичной мощности 100 кВт [22].
Компания General Electric по заказу Министерства энергетики США работает над созданием к 2013 г. высокоэффективных многомегаваттных ТОТЭ с предполагаемой стоимостью 800ИЯ$/кВт [23]. Перспективная стоимость ТПТЭ оценивается в 1200иЯ$/кВт (для мощности 5 кВт) и 700Ш$/кВт (для мощности 250 кВт) [23,24].
Исходные данные для расчетов эффективности автономной энергосистемы
Основными технико-экономическими показателями элементов энергосистемы, определяющими экономическую эффективность рассматриваемых схем энергоснабжения, являются удельные капиталовложения, постоянные эксплуатационные издержки, КПД и срок службы.
В табл. 2 приведены принятые в расчетах показатели для двух уровней мощности (50 кВт и 1000 кВт) и двух сценариев. В сценарии 1 приняты современные показатели, в сценарии 2 — прогнозные (для 2010-2015 гг.).
Приведенные в табл. 2 характеристики ТЭ соответствуют характеристикам ТПТЭ для нагрузки 50 кВт, а для нагрузки 1000 кВт — ФКТЭ и (или) ТОТЭ.
Мощность нагрузки принималась распределенной по нормальному закону; его параметры подбирались из условия апроксимации годового графика нагрузки по продолжительности: для нагрузки 50 кВт (максимальное значение) средняя мощность равна 26,5 кВт, среднеквадратичное отклонение — 6,6 кВт, для нагрузки 1000 кВт — 650 кВт и 100 кВт соответственно.
В конце 2006 г. средняя оптовая цена дизельного топлива на российском рынке составляла 13-16 тыс. руб. за тонну [25, 26], т. е. 500-610 $/т или 350-430 $/т у. т. (70-80 % от уровня цен мирового рынка [25]). В Якутии, Магаданской и Камчатской областях дизельное топливо стоит 27-31 тыс. руб./т (720-830 $/т у.т.)
Таблица 2
Технико-экономические показатели элементов системы
Капиталовложения, Постоянные издержки, КПД, % ** Срок службы, лет
Элемент $/кВт* % от капиталовложений
50 кВт 1000 кВт 50 кВт 1000 кВт 50 кВт 1000 кВт 50 кВт 1000 кВт
Сценарий 1 (современные показатели)
ДЭС 500 315 7 5 32 35 35 10 10
ВЭУ 1800 1300 3 2 35 35 35 20 20
Электролизер 3500 1600 3 2 70 70 70 10 10
Ресивер 880 570 1 1 95 95 95 10 10
ТЭ 5000 3000 2,5 2 40 40 40 4 5
Сценарий 2 (перспективные показатели)
ДЭС 450 280 7 5 34 37 37 10 10
ВЭУ 1600 1100 2 1,5 35 35 35 20 20
Электролизер 2000 1000 2 1 77 77 77 20 20
Ресивер 600 400 0,5 0,5 98 98 98 20 20
ТЭ 2500 1500 2 1,5 70 70 70 10 10
П р и м е ч а н и я : * — для ресиверов удельные капиталовложения даны в $/м3; ** — КПД ВЭУ приведен для справки (в расчетах используется рабочая характеристика).
[26]. С учетом затрат на доставку в отдаленные и труднодоступные районы цена топлива может увеличиться в 1,2-2 раза при перевозке автомобильным и морским транспортом и в 3-5 раз при использовании авиации [9].
С учетом этих данных в настоящей работе рассматривались цены дизельного топлива в диапазоне 600-1000 $/т у. т., который для автономных энергосистем описывает условия от «относительно дешевого» топлива до «умеренно дорогого».
Средняя многолетняя скорость ветра (на высоте флюгера) варьировалась в интервале 48 м/с (от «относительно плохих» до «очень хороших» ветровых условий).
Рабочая характеристика ВЭУ (мощность в зависимости от скорости ветра) принята по данным для установки фирмы «ГиЬг1а^ег», скорость ветра распределена по закону Вейбулла с параметром формы 1,5, высота башни ВЭУ для нагрузки 50 кВт — 20 м, 1000 кВт — 40 м. Зависимость скорости ветра от высоты описывалась логарифмической зависимостью при степени шероховатости поверхности 0,03 м [3, 4]. Как и в [4], для получения часовых скоростей ветра использовалась последовательность авторегрессии первого порядка (для учета чередования периодов малых и больших скоростей ветра, что существенно для систем с аккумулированием энергии, в данном случае — для определения оптимальной емкости ресивера).
Мощность дублирующего ВЭУ энергоисточника (ДЭС или ТЭ) выбиралась из условия обеспечения электроэнергией потребителей при любых ветровых условиях. Для учета инерционности запуска ДЭС и нежелательности резкого изменения режимов ее работы предполагалось, что дизельные агрегаты работают постоянно (минимальная мощность равна 30 % от установленной).
Для большей наглядности результатов целевая функция (суммарные дисконтированные затраты) была преобразована в стоимость электроэнергии, которая вычисляется по формуле:
S = (1/Q)
Z FrK + Zi
где 2 — среднегодовой объем отпущенной потребителям электроэнергии,
р, -ехР (-Т )],
— коэффициент возврата капитала, К — инвестиции, Z — среднегодовые текущие издержки (включая затраты на топливо), Т - срок службы, постоянная ст связана с годовой нормой дисконта соотношением ст = 1п (1 + d), а суммирование проводится по всем элементам системы (индекс г).
Стоимость электроэнергии представляет собой минимальную цену, при которой проект экономически эффективен (чистый дисконтированный доход равен нулю). Расчеты проводились при годовой норме дисконта 10 %.
Результаты расчетов и их анализ
Расчеты проведены для двух указанных сценариев технико-экономических показателей (см. табл. 2) и двух уровней мощности — 50 и 1000 кВт.
Характеристики автономной энергосистемы (см. рис. 1) находились из решения задачи математического программирования [4]: найти установленные мощности энергоисточников и их мощности в зависимости от времени (режимы работы) из условия минимума суммарных дисконтированных затрат на создание и эксплуатацию системы при выполнении ряда ограничений (балансов энергии, ограничений на режимы работы каждого элемента схемы и надежность электроснабжения потребителей). Непрерывные функции времени заменялись наборами дискретных значений с шагом 1 ч; рассматривался период продолжительностью 730 ч (1/12 часть года).
Результаты расчетов показывают, что при современных технико-экономических показателях оборудования (сценарий 1) водородная система пока еще неконкурентоспособна по сравнению с дизельной (или ветродизельной) электростанцией, но станет экономически эффективной уже в ближайшей перспективе (сценарий 2).
На рис. 2 и 3 показаны найденные по результатам расчетов зоны эффективности энерготехнологий (сценарий 2). При малых скоростях ветра и дешевом топливе для электроснабжения потребителей целесообразно использовать только ДЭС (при нагрузке 50 кВт). С увеличением цены топлива и скорости ветра более экономичной оказывается сначала ветродизельная система, затем ВЭУ с водородной системой. В последнем случае, как показывают результаты оптимизации, ДЭС из системы исключается. ВЭУ играет роль базисного источника энергии, ТЭ — пикового (что допустимо по техническим характеристикам ТЭ, обладающих хорошей маневренностью [13]). Экономичность применения ВЭУ и ТЭ при нагрузке 1000 кВт достигается при меньших скоростях ветра и ценах дизельного топлива, чем для нагрузки 50 кВт, вследствие лучших удельных показателей более крупных энергоисточников. При нагрузке 1000 кВт в рассмотренной области параметров применять одну только ДЭС оказывается нецелесообразным.
Цена топлива, $/т у. т. 1000 -800 -600 400 -
200 +--I-—1-1-1
4 5 6 7 8
Скорость ветра, м/с
Рис. 2. Зоны эффективности технологий при нагрузке
50 кВт
$/кВт-ч
ДЭС
1000 ■ 800600 400-
200-
Цена топлива, $/т у. т.
ВЭУ + ТЭ
ДЭС + ВЭУ
4
П-1-1-1
5 6 7 8
П-1-1-1
4 5 6 7 8
Скорость ветра, м/с
Рис. 4. Стоимость электроэнергии при цене топлива 800 $/т у. т. и нагрузке 50 кВт
$/кВт-ч 0,3-
ДЭС
0,2
0,1
ДЭС + ВЭУ
ВЭУ + ТЭ
8
Скорость ветра, м/с ^ Рис. 3. Зоны эффективности технологий при нагрузке <с 1000 кВт
I Зоны эффективности технологий показыва-
| ют, какая структура системы электроснабжения ¥ будет наилучшей при данных условиях (средней | многолетней скорости ветра и цене дизельного ° топлива). В дополнение к этому необходимо & знать, какой экономический эффект обеспечива-¡3 ет применение оптимальной структуры: только ° при достаточной величине этого эффекта имеет 0 смысл усложнять систему введением дополнительных элементов. Соответствующие данные представлены на рис. 4 и 5. Видно, что величина достигаемого эффекта весьма значительна. Так, при нагрузке 1000 кВт и средней скорости ветра 6 м/с строительство в дополнение к ДЭС ветроэнергетических установок позволяет снизить сто-
4 5 6 7
Скорость ветра, м/с Рис. 5. Стоимость электроэнергии при цене топлива 800 $/т у. т. и нагрузке 1000 кВт
имость электроэнергии с 27 до 20 цент/кВт-ч, а замена ДЭС электрохимической установкой с топливными элементами - до 12 цент/кВт-ч. Таким образом, внедрение ветро-водородной системы позволит более чем вдвое снизить затраты на производство электроэнергии по сравнению с электроснабжением только от ДЭС.
Изменение структуры системы приводит к изменению установленных мощностей энергоисточников, выработки и потребления энергии. Как показывают расчеты, в ветродизельной системе выработка ДЭС уменьшается, а общее производство электроэнергии ДЭС и ВЭУ увеличивается; еще больше возрастает производство электроэнергии в системе ВЭУ + ТЭ (почти в 2 раза по сравнению с электроснабжением только от ДЭС). Примерно половина дополнительно произведенной ВЭУ электроэнергии идет на питание электролизера, половина оказывается избыточной. Несмотря на эти потери, в целом такая структура оказывается наиболее экономически эффективной.
Заключение
В настоящей работе проведен технико-экономический анализ автономной системы электроснабжения, включающей дизельные агрегаты, ветроэнергетические установки, электролизеры, ресиверы и электрохимическую энергоустановку с топливными элементами.
Показано, что при современных технико-экономических показателях оборудования, доступного на рынке уже сегодня, водородная система пока еще неконкурентоспособна по сравнению с дизельной (или ветродизельной) электростанцией. Однако при показателях, прогнозируемых уже на ближайшую перспективу (примерно двукратное снижение удельных капиталовложений в топ-
ливные элементы к 2010-2015 гг.), водородная система становится экономически эффективной при характерных для автономных энергосистем ценах топлива (600-1000 $/т у. т.), начиная со среднегодовой скорости ветра 4-5 м/с. Применение системы для производства и энергетического использования водорода позволит существенно (более чем вдвое) снизить затраты на электроснабжение потребителей.
Список литературы
I. Беляев Л. С., Марченко О. В., Филиппов С. П. и др. Мировая энергетика и переход к устойчивому развитию. Новосибирск: Наука, 2000.
2. Марченко О. В., Соломин С. В. Анализ области экономической эффективности ветроди-зельных электростанций // Промышленная энергетика. 1999. №2. C. 49-53.
3. Marchenko O.V., Solomin S.V. Efficiency of wind energy utilization for electricity and heat supply in northern regions of Russia // Renewable Energy. 2004. Vol.29, No. 11. P. 1793-1809.
4. Марченко О. В. Математическая модель энергосистемы с возобновляемыми источниками энергии // Изв. РАН. Энергетика. 2006. № 3. C.154-161.
5. Global Wind 2005 Report. Brussels: Global Wind Energy Council, 2006.
6. Cotrell J., Pratt W. Modeling the feasibility of using fuel cells and hydrogen internal combustion engines in remote renewable energy systems. NREL/TP-500-34648. Golden, Colorado: NREL, 2006.
7. Храмушин Н. И., Ружников В. А. Расчетная оценка характеристик комбинированной энергоустановки, включающей ветрогенератор, электролизер, ресивер водорода и батарею топливных элементов // Альтернативная энергетика и экология. 2006. № 1(33). С. 25-28.
8. Попель О. С. Автономные энергоустановки на возобновляемых источниках энергии // Энергосбережение. 2006. № 3. C. 70-75.
9. Зубарев В. В., Минин В. А., Степанов И. Р. Использование энергии ветра в районах Севера. Л.: Наука, 1989.
10. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии/Под ред. В. И. Виссарионова. М.: ВИЭН, 2004.
II. Перминов Э. М. Состояние, проблемы и перспективы развития мировой и российской
ветроэнергетики / / Новое в российской энергетике. 2004. №11.
12. Wind power economics - EWEA fact sheet (2003).
13. Коровин Н. В. Электрохимическая энергетика. М.: Энергоатомиздат, 1991.
14. Шпильрайн Э. Э., Малышенко С. П., Кулешов Г. Г. и др. Введение в водородную энергетику. М.: Энергоатомиздат, 1984.
15. Friedland R. J. Integrated renewable hydrogen utility system // Proc. of the 2000 Hydrogen Program Review. NREL/CP-570-28890. Golden, Colorado: NREL, 2000.
16. Thomas S., Lomax F. Low-cost hydrogen distributed production systems. 2006 DOE Hydrogen Program Review. H2Gen Innovations, Inc., 2006.
17. Ulleberg 0. Renewable Energy Hydrogen Systems. Modeling & software development. Nordic Hydrogen Seminar, 6-8 February 2006, Oslo.
18. Lutz A., Mas C., Schmitt E. Power Parks System Simulation. TV-2 Hydrogen Program Overview. Livermore: Sandia National Laboratories, 2006.
19. Geer T., Manwell J. F., McGowan J. G. A feasibility study of a wind/hydrogen system for Martha's Vineyard, Massachusets. Windpower 2005 Conf. American Wind Energy Association, 2005.
20. Коровин Н. В. Топливные элементы и электрохимические энергоустановки: состояние развития и проблемы // Альтернативная энергетика и экология. 2004. № 10(18). C. 8-14.
21. Weisbrich A. L., Smith W., Rainey D. L., Weisbrich G. J. Fuel Cell Augmented Offshore WARP Wind Power: A Proposed Step to a Hydrogen Economy. PowerGen. Europe 2001 Conference. Brussels, 2001.
22. Касаткин М. А. Кто купит российские энергетические установки на топливных элементах? // Альтернативная энергетика и экология. 2005. № 7(27). C. 66-71.
23. Adamson K.-A. Fuel cell today market survey: large stationary applications 2006. http://www.fuelcelltoday.com (октябрь 2006 г.).
24. Rastler D. Status, trends and market forecast for stationary fuel cell. Power Systems. Ohio Fuel Cell Symposium, May, 11. EPRI, 2005.
25. Развитие ТЭК в январе - сентябре 2006 г. // Мировая энергетика. 2006. № 11(35). C. 4-5.
26. ТЭК России: цены ноября 2006 г. Приложение к журналу «Минтоп». 2006. №11. М.: ЦДУ ТЭК.
Памятный диск о Конгрессе WCAEE-2006
- более 800 фотографий, размещенных в хронологическом порядке
- видеосюжеты о Конгрессе
-тезисы докладов на русском и на английском языках
- официальные документы Конгресса
- отзывы участников о Конгрессе
По вопросам приобретения обращайтесь в НТЦ «TATA» Тел.: 8-(83130)-97472 Факс: 8-(83130)-63107
