CC BY
21 См! ВОДОРОДНАЯ ЭКОНОМИКА
HYDROGEN ECONOMY
Статья поступила в редакцию 07.03.13. Ред. рег. № 1576 The article has entered in publishing office 07.03.13. Ed. reg. No. 1576
УДК 621.311.23/25.003.13
«МОРСКОЙ ВОДОРОД» ДЛЯ ЭКОНОМИКИ УКРАИНЫ
Ю.М. Запорожец
Институт возобновляемой энергетики НАНУ 02094 Украина, Киев, ул. Красногвардейская, д. 20А Тел./факс: +38044 206-28-09, e-mail: renewable@ukr.net
Заключение совета рецензентов 14.03.13 Заключение совета экспертов 18.03.13 Принято к публикации 21.03.13
Обосновывается актуальность создания в Украине мощностей для промышленного производства водорода и замещения им природного газа в основных энергоемких производствах, приносящих убытки. Наиболее перспективной ресурсной базой для такого производства определена морская шельфовая зона. В рамках проекта «Морской водород» произведена всесторонняя оценка технико-экономических показателей его производства на плавучих платформах с ветросолнечными энергетическими комплексами. Обоснована возможность полномасштабной реализации проекта на базе производственных мощностей предприятий Украины.
Ключевые слова: экономика, водород, проект, плавучая платформа, энергия, ветротурбина, электролиз, инвестиции.
"SEA HYDROGEN" FOR UKRAINE ECONOMY
Yu.M. Zaporozhets
Institute of Renewable Energy of NASU, 20A Krasnogvardeyskaya St., Kiev, 20294, Ukraine Tel/fax +38044 206-28-09, e-mail: renewable@ukr.net
Referred 14.03.13 Expertise 18.03.13 Accepted 21.03.13
The importance of establishment in Ukraine of capacities for the industrial production of hydrogen and gradual substitution of natural gas in major detrimental energy-consuming industries is stipulated. The most promising resource base for such production is defined at sea shelf zone. In the framework of the project «Sea hydrogen» a comprehensive assessment of the technical and economic indicators of its production on floating platforms with wind-solar energy complexes is made. The opportunity of full-scale realization of the project on the basis of production capacities of the enterprises of Ukraine is stipulated.
Keywords: economy, hydrogen, project, floating platform, energy, wind turbine, electrolysis, investments.
Юрий Михайлович Запорожец
Сведения об авторе: старший научный сотрудник Института возобновляемой энергетики НАН Украины. Канд. техн. наук, доцент кафедры электрических машин и судовых электро-энергетических систем. Государственный служащий 1-го ранга; отмечен знаком «Ветеран службы размагничивания кораблей». Член Совета Международной ассоциации экологической защиты окружающей среды. Образование: Николаевский кораблестроительный институт им. адмирала С.О.Макарова с отличием по специальности «Электрооборудование судов» (1973). Высшие государственные курсы по вопросам патентоведения и изобретательства (ВГКПИ) Госкомитета СССР по делам изобретений и открытий (1987).
Область научных интересов: энергетические комплексы и системы, преобразование видов энергии, автоматизация и моделирование процессов; характеристики электромагнитных полей технических объектов; нетрадиционные магнитомеханические взаимодействия.
Публикации: 114 научных и учебно-методических работ, в т.ч. 16 авторских свидетельств и 5 патентов.
Введение
Экономика Украины, в силу своего экспортно-сырьевого характера (50^54 % ВВП образуется за счет экспорта сырья и полуфабрикатов) [1], уже продолжительный период находится под давлением
возрастающих цен на импортный природный газ, который используется, в основном, несколькими базовыми отраслями промышленности. Продукция этих отраслей (химической, металлургической, стройматериалов и др.) поставляется преимущественно на экспорт, однако в этом
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
сегменте тратится вдвое больший объем газа, чем потребляет все население Украины. Рис. 1 и 2 наглядно показывают эту ситуацию.
Экономический результат такого хозяйствования только в металлургии выливается в 0,12 грн. убытка на каждой гривне экспорта металлопродукции, или 5 млрд. грн. в год (более 625 млн. долларов США) - в среднем приблизительно 10% ежегодного дефицита внешнеторгового баланса за 3 предшествующих года [2]. А в 2012 г. доналоговый убыток в отрасли достиг 13,7 млрд. грн., что в 3,3 раза больше результата 2011 г. [3].
При этом значительная часть газа не просто сжигается для получения тепловой энергии, а перерабатывается в другие химические соединения, которые используются в дальнейших технологических процессах как реагенты или сырье. В первую очередь это касается водорода.
Только в производстве аммиака, метанола, минеральных удобрений, нефтехимической продукции объем потребления водорода в Украине достигает 20 млрд. куб. м, для получения которого тратится, по крайней мере, 10 млрд. куб. м природного газа в год. Помимо этого существует еще достаточно много областей применения водорода в промышленности, коммунальном хозяйстве и на транспорте [4].
Литье, прокат, полуфабрикаты низкой степени переработки
Внутренний рынок 2&r2S% 6-^7 млн. т
Черная металлургия 32-5-35% 1
Импортгаза 20% 5 т 6 млрд. м"
Экспорт 75-HSD% 30 млн. т
Рис. 1. Пропорции импорт/экспорт в черной металлургии Fig.1. Import/export ratio in ferrous metallurgy
Аммиак, удобрения, нефтепереработка, цемент, руды, глинозем
Импорт 50-г70%
Внутренний рынок
Минеральные п родукты и химическая промышленность 16*16 %
Л \
Импорт газа 45т60% 6-г 7 млрд. м5
Экспорт 4Вт52%
Рис. 2. Пропорции импорт/экспорт в химической и смежных отраслях Fig.2. Import/export ratio in chemical and allied industries
Таким образом, крайне актуальной, можно сказать, стратегически важной для экономической безопасности страны является задача замещения 12 млрд. куб. м импортного газа эквивалентным объемом водорода в качестве реагента в химических процессах и в качестве топлива в энерготехнологических установках. В целом потребный объем составляет 20...25 млрд. нм3 водорода.
Поэтому для уменьшения зависимости отечественной экономики от импорта природного газа необходимо в максимальной мере применить альтернативные способы производства водорода в промышленных масштабах без использования углеводородного сырья.
Такой альтернативой являются получение водорода путем электролиза воды, и, возможно, извлечение его из огромных запасов сероводорода, скопившихся в глубинных слоях Черного моря [6].
1. Производство водорода за счет возобновляемых источников энергии - реальный путь оздоровления экономики Украины
Электролиз является достаточно
распространенным технологическим процессом и выгодно отличается от других относительно простым аппаратурным и технологическим оформлением. Основным сырьем в этом случае является вода - целиком доступный и практически неисчерпаемый источник. Главными факторами, которые ограничивают возможность масштабного внедрения этой технологии, являются энергозатратность и, соответственно, стоимость конечного продукта - товарного водорода. Для получения 1 нм3 водорода необходимо 0,8.0,9 л воды и 4,2.5,5 кВтч электроэнергии.
Учитывая уровень тарифов на отпуск электроэнергии для промышленных потребителей из общей сети электроснабжения, получить экономически оправданную цену водорода для указанных целей невозможно. Более дешевую электроэнергию можно получить лишь двумя путями: использование избытка мощностей АЭС в ночное время, когда потребление энергии снижается, или ее масштабная генерация за счет возобновляемых источников энергии.
Если первый путь, даже при полном использовании резерва мощностей АЭС, сможет обеспечить получение до 1,5 млрд. м3 водорода, то ресурсы возобновляемых источников в Украине намного больше, и их объем отвечает поставленной задаче по сокращению импорта природного газа для промышленного сектора экономики на 10 и больше млрд. куб. м.
Вообще говоря, подобная мотивация имеет место и в других, скажем, более продвинутых странах. В результате многочисленных исследований, посвященных этой проблеме, целесообразность
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 03 (121) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
построения интегрированных ветро-солнечно-водородных и комбинированных (гибридных) энергетических комплексов с водородным циклом на сегодняшний день стала практически очевидной [710].
Предметный анализ показывает, что перспективным вариантом производства водорода в промышленных объемах является создание морских энергетических комплексов с водородным циклом (МЭКВЦ), в которых используются два или три вида возобновляемых ресурсов энергии морской среды -ветровая, солнечная и волновая.
Так, в приморских странах Европы с их совокупными 400 тыс. кв. км мелководного шельфа, в 2009 г. работало 2500 МВт мощностей оффшорных ВЭС; а до 2020 г. планируется довести общую мощность оффшорных ветряных и солнечных электростанций до 40 ГВт [10-13]. Украина же, одна имея 70 тыс. кв. км шельфа с глубинами до 50 м, не установила ни одной морской ВЭС. В то же время, энергопотенциал ветра в прибрежной зоне Черного и Азовского морей в 1,5... 2 раза превышает материковые показатели и достигает 600.900 Вт/м2 против 400 .500 Вт/м2 на суше [10].
При вынесении МЭКВЦ с ветроэнергетическими установками (ВЭУ) далеко в море значительно возрастает их эффективность, но с увеличением глубины существенно усложняется технология монтажа ВЭУ и возрастает стоимость их стационарных оснований, или они вообще не могут быть установлены.
Альтернативой является перенесение ВЭУ на плавучие основания - морские плавучие платформы (МММ). Зарубежный опыт свидетельствует, что плавучие ВЭУ дают возможность наиболее эффективно использовать ресурс ветра, поскольку ветровые установки можно инсталлировать в акваториях, где сезонные ветра более интенсивны, чем в прибрежных зонах [14-16].
Технология плавающих платформ является сферой стратегического интереса в Великобритании, наметившей реализацию программы Round 3, которая предполагает установку 33 ГВт оффшорных ветропарков. Еще одно несомненное преимущество таких технологий, отметил Министр энергетики Великобритании- отсутствие затрат на конструирование и установку стационарных подводных оснований [15].
Применение МПП дает возможность размещать на них также солнечные и волновые
электростанции, которые обеспечивают реализацию принципа диверсификации источников энергии для питания электролизных установок и гарантированного получения водорода на протяжении года.
2. Технико-экономические основания проекта «Морской водород»
2.1. На основании вышеуказанных предпосылок в цикле работ [10, 17-20] сформулированы и обоснованы принципиальные положения концепции создания в украинской зоне Черноморско-Азовского шельфа ветросолнечных энергетических комплексов с водородным циклом на плавучих морских платформах, из которых формируется промышленная инфраструктура производства водорода и его транспортировки к береговым терминалам - проект «Морской водород».
Возможные варианты компоновки МЭКВЦ, которая содержит ветряные, солнечные и волновые электростанции, приведены на рис. 3. Волновые станции находятся под МММ и на рис. 3 не показаны.
Рис. 3. Варианты построения МЭКВЦ на базе МПП: В1-В6 -
ветровые электростанции; СЭС - солнечные электростанции; Н - водородогенерирующее оборудование; К - навигационно-управляющее оборудование МПП; Д -
вспомогательное оборудование. Fig.3. Variants of SECHC based SFP:B1-B6 - wind power plants; SES- solar power plants; H -hydrogengenerating equipment; K -navigation and control equipment of SFP; D -support equipment.
Оценочные расчеты, произведенные на основании самых общих требований по обеспечению плавучести и остойчивости морских сооружений, допустимой плотности размещения энергоустановок и характеристик имеющегося комплектующего оборудования показывают, что уже в настоящее время могут быть достигнуты достаточно высокие показатели технических и производственных параметров МЭКВЦ, которые приведены в табл. 1.
Подобные проработки ведутся в европейских странах, США и Японии (в особенности после Фукусимы) [21-24]. В частности, в сентябрьском отчете 2012 г. Main(e) International Consulting LLC «Overview of Offshore Wind Floating Foundation Projects in US, EU and Japan (Sept. 2012)» [25] представлены проекты (рис. 4, 5), аналогичные тем, что приведены на рис. 3, из них рис. 4 реально воспроизводит конфигурацию платформы, разработанной авторами [10], технические параметры и характеристики которой изложены ниже.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
Таблица 1
Оценка технических и производственных параметров МПП
Table 1
Evaluation of technical and operating
приблизительно 1 га. Полное водоизмещение платформы 3400 т, в том числе вес понтонов и полупогруженных газгольдеров - 1500 т.
Наименование параметра МЭКВЦ Оценка параметра
Удельная "энерговооруженность":
по габариту 0,95... 3,88 МВт/га
по водоизмещению 0,8... 1,12 кВт/т
Удельная годовая производительность по водороду:
по мощности 578...1326 нм3/кВт**
по габариту 1,22...2,24 млн. нм3/га
по водоизмещению 320...650 нм3/т
Для электролизеров с удельным энергопотреблением 5,0 кВтч/ нм3 Н2.
В совместном японско-российском «Сахалинском ветроводородном проекте» общей мощностью 50 ГВт этот показатель определен на уровне 844 нм3/кВт.
Рис.4. Ветроволновой проект «Посейдон» (Дания) Fig.4. Wind and wave project "Poseidon" (Denmark)
2.2. Для оценки технических и экономических возможностей достижения годового производства водорода в объеме до 10 млрд. куб. м на базе МПП подобного типа были произведены более детальные расчеты применительно к платформе минимальной конфигурации с двумя ветроагрегатами и фотоэлектрической станцией, которая подробно охарактеризована в [10]. Здесь приведем лишь обобщенные характеристики и параметры указанной МЭКВЦ.
Предложенная платформа представляет собой сборное железобетонное сооружение
конструктивного типа "тетрамаран", составленное из четырех одинаковых понтонов длиной 45 м, которые выстроены параллельно друг другу носом к ветру, а между ними на одинаковых расстояниях размещено три водоизмещающих газгольдера объемом 270 м3. Все они соединены между собой эстакадами и покрыты настилом, который образует верхнюю
палубу
размером
280x35=9800 м2
или
Рис. 5. Проект «Wind Lens» (Kyushu, Япония) Fig.5. Project «Wind Lens» (Kyushu, Japan)
Энергетический комплекс состоит из 2-х ветрогенераторов по 1500 кВт и фотоэлектрической станции мощностью 800 кВт. Вместе они обеспечивают роботу двух электролизеров типа БЭУ-125 мощностью по 625 кВт каждый и производительностью по водороду 125 нм3/ч, еще один находится в резерве, а в случае необходимости также может подключаться к работе.
Годовой объем выработки водорода на платформе может достигать 2,2 млн. нм3. Удельная годовая производительность платформы по водороду составляет 578 нм3/кВт.
Представленную конфигурацию примем за базовую, т.е. будем считать такую МЭКВЦ единичным модулем, в котором заложены основные затраты материальных и финансовых ресурсов, объемы работ и дополнительные издержки, предопределяющие в итоге технико-экономические
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 03 (121) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
характеристики принятой схемы производства водорода и его продажную цену.
Комбинацией подобных модулей можно будет формировать энерготехнологические кластеры или «фермы», на которых возможно будет производить сопутствующую товарную продукцию и влиять на условия реализации основного продукта (об этом ниже).
2.3. Прежде всего, дадим техническую характеристику морской плавучей платформы, на которой монтируются все энерготехнологическое, дополнительное и вспомогательное оборудование.
Как уже указывалось, платформа представляет собой конструкцию, собранную из типовых железобетонных понтонов по технологии постройки композитных плавучих доков, которая применяется уже много лет на Херсонском заводе «Паллада». Все технологические операции, этапы постройки, применяемые материалы, трудоемкости,
экономические показатели, методы контроля и управления строительством подобных сооружений многократно выверены и обеспечивают надлежащее качество и надежность выпускаемых заводом изделий [26,27].
Поэтому затраты основных материалов, трудоемкость постройки и стоимостную характеристику рассматриваемой платформы можем рассчитать на основании методик и подробных ведомостей материальных затрат и себестоимости строительства композитных доков, в достаточной полноте представленных в [27].
Согласно [27], характеристики большинства компонент композитных конструкций определяются через коэффициенты (измерители) относительно объемного показателя («модуля»), и общую массу корпуса. Так, например, док из серии проектов 1760 с подъемной силой 8500 т имеет водоизмещение 9200 т, массу железобетонного корпуса 7200 т плюс 1000 т металлической башни. При этом материальные затраты составили (специальное оборудование исключено) 8200 тыс. грн., из них на листовой и профильный прокат - 3200 тыс. грн. Зарплата с начислениями - 8500 тыс. грн., накладные и прочие расходы - 7000 тыс. грн. В сумме это составило 23700 тыс. грн., что по курсу 5,3 грн./$ [27] эквивалентно 4472 тыс. долларов США.
Таким образом, удельные затраты на постройку дока составили 4472/8200=0,545 тыс. долларов/т массы дока (545 долларов/т).
Применительно к нашей платформе с массой железобетонного корпуса 1312 т и 200 т металлических соединительных эстакад
распределение материальных затрат в пропорции к соответствующим составляющим для дока можно определить в сумме 640 тыс. грн. на металлические конструкции, соответственно, полная сумма составит 1543 тыс. грн. Поскольку трудоемкость работ на постройке металлического дока и аналогичного по параметрам композитного дока, несмотря на
различие в их содержании, согласно [27] отличается не более чем на 2,5%, то расходы на оплату труда и все другие затраты можно считать практически пропорциональными полной массе платформы, т.е. величине 1512 т. Отсюда найдем, что они составят 2860 тыс. грн. Тогда стоимость строительства платформы получится 2860+1543=4401 тыс. грн. или в эквиваленте - 830 тыс. долларов. Удельные затраты на постройку платформы составят, соответственно, 830/1512=0,549 тыс. долларов/т массы, т.е. оказываются практически такими же, как для серийных композитных доков.
Все же, учитывая особенности конструктивной архитектуры платформы и несколько большую долю металла в общей массе, следует несколько увеличить этот показатель до 0,6 тыс. дол. США/т. В таком случае для стоимости платформы получим оценку 0,600 1512=907,2 тыс. долларов.
Тогда удельная стоимость плавучего основания для всей энергетической установки (вместе с солнечными батареями) составит:
907,2 тыс. $/3800 кВт = 238,74 $/кВт = = 238,74 тыс. $/МВт = 180 тыс. €/МВт.
Сопоставим эту величину с данными по затратам на стационарные основания (фундаменты) существующих наземных и морских ветроустановок (на 2007 г.), приведенными, например, в [28-31]:
Таблица 2
Затраты на стационарные основания ветроустановок
Table 2
Costs for fixed foundations of wind installations
Диапазон мощности, кВт Удельные затраты, €/ кВт % от общей стоимости
Наземные 800.2000 80 (139) 6,5 (11,3)
Морские 1000.3000 350 20,8
Следует, однако, учесть, что для наземных установок кроме «чистых» затрат на фундамент, имеют место затраты на отвод земли и прокладку дороги, которые составляют, ни много ни мало, 48+11=59 €/кВт, или еще 4,8%, что дает в итоге 139 €/ кВт или 11,3%.
Как видим, наша платформа оказалась не намного дороже наземного основания, но значительно дешевле стационарного фундамента в море. Вместе с тем, подчеркнем, что полученные данные относительно ее стоимости представляют собой не просто приблизительную оценку затрат на постройку плавучих платформ типовых конфигураций по рассмотренной технологии, а, скорее, их верхний предел; в результате применения новых патентуемых технических решений предполагается снизить стоимость таких энергетических платформ на 20 и более процентов.
2.4. Следующими конструктивными позициями, которые требуют определения стоимостных
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
характеристик, являются ветроагрегаты и фотоэлектрические установки.
Составляющие стоимости ветроустановок по всем ведущим рынкам к настоящему времени вполне устоялись и могут быть взяты непосредственно из аналитических материалов и справочных данных [28-33]. В частности, по данным EWEA на 2010 год средняя удельная стоимость наземных ветроустановок (отпускная цена без затрат на строительство) для мощностей 1,0.2,0 МВт составляла 918,75 €/кВт.
В структуре этой цены (11.12)% приходится на электронные системы измерения и регулирования скорости вращения, аппаратуру подключения к сети и 10% - на генератор.
Для морских ветроэлектрических станций, по данным National Renewable Energy Laboratory (NREL), ветротурбина с завода, ее транспортировка и монтаж (в «очищенном» виде - без трансформатора, аппаратуры подключения, кабеля до берега и фундамента) стоит 815 €/кВт, включая те же компоненты, что и наземные установки: (9.10)% - различная электроника и (8.9)% - генератор [28, 29, 33].
Указанные компоненты выделены из стоимости ветроустановок, поскольку в условиях их использования на платформе для электролиза воды требуется постоянный ток, поэтому необходимость в системах регулирования скорости и поддержания стандартных параметров электрической энергии переменного тока отпадает. При этом применяемые генераторы могут быть заменены на более простые по конструкции и, соответственно, более дешевые (до 30%) [18]. В результате «чистая» стоимость ветроагрегата составит 750 €/кВт.
Данные относительно стоимости
фотоэлектрических модулей варьируются в широких пределах в зависимости от материала, технологии и производителя. Так, указывается стоимость 2200 $/кВт, 1600, 1340 [29,34,36] и даже 1$/Вт [35]. Но во многих оценочных расчетах гибридных и солнечно-водородных систем полагают цену в 1500 $/кВт. Опять же, в стоимость фотоэлектрических станций включают, как правило, инверторы, коммутационную аппаратуру, аккумуляторы, фундаменты и даже землю. Применительно к нашей платформе большая часть этих элементов отсутствует, в т.ч. инверторы, поэтому удельную стоимость фотовольтаики можно положить на 30% ниже, т.е. около 1000 $/кВт.
2.5. Теперь необходимо определиться с технико-экономическими характеристиками водородного цикла, основанного на электролизе воды. Собственно говоря, именно этот технологический передел предопределяет эффективность всего производственного цикла получения водорода на морской энергетической платформе и, в конечном счете, товарную цену водорода.
2.5.1. Известно достаточно много разных способов электролиза пресной воды со щелочным или кислотным электролитом, а также и морской воды или специальных солевых растворов, но последний способ пока не имеет широкого применения. Наиболее распространенными являются промышленные электролизеры со щелочным электролитом, которые, однако, различаются конструктивным исполнением и параметрами режима процесса: температурой и давлением. Кроме того, в последнее время получили распространение электролизеры с твердыми (полимерными) электролитами, работающими при высоких температурах и давлениях. Наконец, существуют аппараты, в которых осуществляют электролиз импульсами токов высокой частоты, а также методами плазмохимии [4,38].
Не останавливаясь на преимуществах и недостатках электролизеров различных типов укажем, что важнейшими показателями, которые обусловливают выбор того или иного аппарата исходя из его целевого предназначения, являются удельный расход электрической энергии и воды, к. п. д., производительность и стоимость. В некоторых обстоятельствах имеет значение также масса и габариты оборудования, и расход электролита - щелочи или другого реагента, хотя он весьма незначителен. Технические показатели и энергетические характеристики современных электролизеров наиболее известных фирм (а производителей промышленных аппаратов в мире не так много) достаточно полно представлены в литературе [4, 37-39]. Поэтому здесь приведем некоторые данные для оборудования, не охваченного указанными обзорами [41-46].
Имеющиеся данные, в принципе, позволяют подобрать те или иные аппараты в соответствии с конкретным их предназначением в технологическом процессе или проекте. Однако понятно, что без данных об их стоимости не может быть выявлена экономическая обоснованность какого-либо проекта. К сожалению, конкурентные мотивы побуждают производителей дорогостоящего оборудования не распространять информацию о ценовых параметрах своих изделий [41]. Поэтому экономические расчеты относительно электролизного цикла (да и других этапов производства тоже) могут строиться преимущественно на экспертных оценках и обобщенных прогнозных показателях, усредненных значениях для уже реализованных проектов и лишь отдельных конкретно указанных цен. При этом совершенно резонно в [41], например, подчеркивается, что когда речь идет об удельной стоимости установленного киловатта мощности электролизера, зачастую не указывается его полная мощность (номинал). А на самом деле конкретная цена электролизеров (€/кВт) сильно от нее зависит и может различаться в 10 раз, что ясно показывает рис. 6.
18
тлт
Таблица 3
Энергетические характеристики электролизеров
Table 3
Energy characteristics of electrolyzers
Изготовитель Производительность по водороду Энергозатраты Мощность, кВт
м3/ч кг/год кВтч/нм3 кВтч/кг
Proton 400 - 7900 62.3 -70.1 3 - 63
Teledyne Energy Sys. (2,8-42) 2200 - 33000 (5,3-6,1) 59.0-67.9 17 -240
Erre Due (Denmark) 21-42 5,0-5,1 108 - 213
HySTAT (Канада) 32 - 60 4,2 - 4,8
AccaGen SA(Switz.) 1 - 100 4,8 - 4,4 4,8 - 440
Stuart (США) 2400 - 71000 (4,8 - 4,9) 53.4-54.5 15 - 360
Norsk Hydro (10-60) 7900-47000 (4,8) 53.4 48 - 290
(Норвегия) (50-480) 39000 - 380000 (4,8) 53.4 240 - 2300
NEL Hydrogen (Норв.) 10-500 4.1 - 4.35 (42 - 2500)
В соответствии с указанным подходом, приведем некоторые ценовые предложения, присутствующие на рынке Украины [46-48]:
- ТеЫупе ЕС-750, 45 м3/ч, 240 кВт, 560 тыс. $ или 2300 $/кВт;
- аналог СЭУ-40 (С-Петербург), 40 м3/ч, 220 кВт, 625 тыс. € или 2840 €/кВт;
- БЭУ-125 (Уралзаводы), 125 м3/ч, 625 кВт, 875 тыс. $ или 1400 $/кВт.
10000 т-
Э0М -1-
0000 ---'
7000 +-
0 J-1-1-1-1-г
О SOO 1.0СЮ 1.SOO 2.000 2.SOO З.ОО
kW
Рис.6. Цены на щелочные электролизеры: 1 - тип Norsk Hydro - 1 bar; 2 - тип AccaGen; 3 - тип Hydro-16 bar. Fig.6. Prices for alkaline electrolyzers: 1 - type of Norsk Hydro -1 bar;2 - type AccaGen; 3 - type Hydro - 16 bar.
Так, в 2012 г. в результате применения разработанных в Национальном центре ветротехнологий NREL новых материалов и технологий было достигнуто значительное снижение материальных затрат и трудоемкости изготовления изделий. В итоге только на одном электролизном блоке капитальные затраты сократились с более чем 1000 $/кВт в 2007 г., до величины, меньшей 350 $/кВт в ценах 2011 г. [51]. Соответственно, аналитические материалы [43-46] синхронно фиксируют значительное снижение стоимости электролизеров для производства водорода, особенно в большом объеме, что дает перспективу для поставки водорода по конкурентоспособной цене на заправочные станции и является важнейшим фактором возможности перехода к водородной экономике. Так, в упомянутых отчетах последовательно по годам приводятся такие значения удельных капитальных затрат:
Таблица 4
Удельные затраты на электролизное оборудование, $/кВт
Table 4
Specific costs for electrolysis equipment, $/kW
Годы Базовая цена Низшая цена Высшая цена
2006-2008 2000 650-850 5000
2011-2012 384 307 461
Близкие по значениям данные приведены в [40]; схожие показатели использованы в проектах полностью автономного энергообеспечения поселка на 400 жителей в зоне Аляски на основе ветроводородного энергетического комплекса с установками Иу8ТЛТ (около 5000 $/кВт), а также небольшой уединенной общины (в условиях Египта) с помощью отдельной солнечно-водородной энергетической системы (2500 $/кВт ) [36,50] и др.
Вместе с тем, целенаправленные исследования и разработки, проводимые в ведущих лабораториях и корпорациях, демонстрируют впечатляющие результаты в повышении эффективности электролизного оборудования и снижения уровня капитальных затрат в производстве электролитического водорода.
В последний момент появилась вообще сенсационная информация, что RE Hydrogen Ltd. (Великобритания) разработала очень эффективный опытный образец электролизера с чрезвычайно низкой ценой. Затраты на материалы у этого аппарата на 93% ниже и он на 13% эффективнее, чем любой другой на рынке. RE Hydrogen Ltd. выиграла грант в 25000£ Технологического Совета по Стратегии на дальнейшее усовершенствование опытного образца для создания блока мощностью 5 кВт с удельной стоимостью £75/кВт. Эти 5 кВт позволят производить 2,3 килограмма водорода в
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
день (1,07 м3/ч), которого будет достаточно для топливного элемента автомобиля [52].
Но даже при использовании обычных щелочных электролизеров со средним уровнем показателей (~1500 $/кВт; 4,45 кВтч/нм3) и электроэнергии из сети по обычной цене (0,04.0,05 $/кВтч) для производства больших объемов водорода (~1000 кг/сут. -460 м3/ч) аналитика, предполагая 10-летний срок амортизации оборудования [9,46,50],выводит товарную стоимость водорода на уровне 2,86.3,64 $/кг, т.е. 0,26.0,33 $/ нм3.
Здесь следует сделать одну существенную оговорку: во всех аналитических исследованиях в структуру стоимости электролизного оборудования неизменно входит стоимость установки выпрямления тока, которая может достигать 25.32% от общей стоимости [4, 44]. Однако в технологической схеме, которая принята в проекте, принципиально используется генерация постоянного тока, что исключает необходимость выпрямления. Вместе с тем, в систему электролиза входят дополнительно опреснительная установка и оборудование для компримирования газов, стоимость которых практически уравновешивается стоимостью выпрямителей.
2.6. Определив основные составляющие инвестиционных вложений для реализации проекта «Морской водород», рассчитаем удельный с3 и полный объем средств С, необходимых для постройки единичного образца морского ветросолнечного энергетического комплекса с водородным циклом (МЭКВЦ).
Все составляющие затрат выражены в удельных показателях, поэтому для определения с8 достаточно просто их сложить: с3= сП + сЭ + сЕ, где сП , сЭ и сЕ -удельные стоимости платформы, энергокомплекса и электролизеров, соответственно.
Для электролизера с его дополнительными устройствами примем современные
данные:сЕ=450 $/кВт или 340 €/кВт.
Для учета стоимости различного дополнительного оборудования энергетического комплекса и платформы введем соответствующие коэффициенты увеличения стоимости КСТ.Э и Кст.П. В дополнительную стоимость платформы включены якорное оборудование, системы жизнеобеспечения, а также швартовные и грузоподъемные устройства для транспортных операций по отгрузке водорода: по предварительной оценке Кст.П-1,4.
Для энергокомплекса, в который входят системы защиты и автоматики, подстанция собственных нужд и распределительные устройства, примем Кст.Э-1,3. Кроме того, в связи с различием состава и удельной стоимости генерирующих мощностей, следует рассчитать их совокупную (совместную) удельную стоимость, которая может быть определена как сумма «взвешенных», условно говоря «парциальных» стоимостей (как в законе Дальтона для смеси газов):
Сэ = (Сэв WB+ Сэф Wф)/(WB + Wф) = (750 -3000 + +1000 800)/(3000 + 800) = 802 €/кВт.
Тогда:
cS = (180 1,4 + 802 1,3) + 340 €/кВт = 1634 €/кВт.
В результате полная сумма капитальных вложений на постройку платформы составит:
C = 1634 3800 = 6209200 €.
2.6.1. Для оценки экономической реализуемости проекта в аналитических разработках NREL, EWEA, IRENA и других исследовательских центров применяется методика [36, 50,53], которая основана на концепции Life Cycle Cost (LCC) - «стоимости жизненного цикла» и считается лучшим индикатором доходности при системном анализе затрат.
Согласно этой методике нужно рассчитать объем капиталовложений (capital costs) и эксплуатационные расходы (operating and maintenace costs - O&M cost), установить срок службы (lifetime - длительность жизненного цикла) оборудования, а затем вычислить годовую сумму издержек производства на единицу продукции. Эта величина (annual total cost of hydrogen production) складывается из суммы годового износа (амортизации) оборудования (depreciation cost of equipment) и затрат на эксплуатацию и ремонт (O&M costs), которую относят к годовому объему продукции. Полученный результат следует сравнить с текущими издержками на ее производство и установить наличие перспективы для реализации проекта.
Чтобы определить предварительную стоимость произведенного водорода, нужно произвести анализ всех затрат на учетную единицу продукта - в нашем случае, на 1 нм3 или 1 кг (1 кг соответствует 11,14 нм3). При этом все стадии реализации проекта -строительство платформ, выработка электрической энергии и производство водорода на платформе рассматривается как единый технологический процесс с тремя основными составляющими капитальных затрат.
Морская плавучая платформа. Согласно [27] нормативный срок эксплуатации композитных доков установлен в 30 лет, хотя реально он превышает все 50.Поэтому для нашей платформы, конструктивно аналогичной таким докам, уверенно может быть принят 30-летний срок службы, т.е. норма амортизации составит 1/30 или 3,33%. Затраты на текущий ремонт и обслуживание по аналогии с доками составляют 5%.
Электролизеры. В большинстве литературных источников для них принимается 10-летний срок службы и в себестоимость (годовую) конечного продукта закладывается норма амортизации (depreciation cost) соответственно в размере 10% от
20
тлт
их цены; эксплуатационные затраты, не связанные с платой за электроэнергию, принимаются на уровне 5%.
Ветрогенераторы и фотобатареи. Согласно большинству технических критериев (technical design criteria) срок службы ветротурбин установлен в 20 лет, соответственно, норма амортизации составит 1/20 или 5%.
Эксплуатационные затраты считают в пределах 0,01.0,015 $/кВтч и даже меньше - 60 $/кВтгод; на европейском рынке принимают за среднюю на весь срок эксплуатации величину 1.45 €/кВтч.
Поскольку эти показатели связаны с выработкой электроэнергии, то прежде нужно определиться с ее объемом.
2.6.2. В современной ветроэнергетической аналитике определение годовой выработки энергии крупных ветроустановок, ветропарков и ферм основывают на классификации зон их размещения по классам ветроэнергетического потенциала в зависимости от среднегодовой скорости и плотности энергии ветра на приведенной высоте 10 и 50 м (с учетом закона «1/7» распределения скоростей по высоте [30, 32]).
В прямой зависимости от ветрового класса находится важнейший параметр выработки -коэффициент использования установленной мощности Киум (capacity factor). На рис. 7 эта зависимость представлена графически [32]. Из нее можно определить Киум для конкретной зоны размещения платформы - в 1-ом (северо-западном) районе Черного моря, где по данным [55] среднегодовая скорость ветра составляет не ниже 6 м/с. На высоте 50 м она превысит 7,5 м/с, чему будет соответствовать 4-ый ветровой класс и Киум~ 40 %.
Рис. 7. Зависимость К„у„ от скорости ветра на высоте 50 м Fig.7. Dependence of Киум (capacity factor) from the wind speed at height of 50 m
Тогда годовая удельная выработка электроэнергии ветроустановками в указанной зоне составит eS = 1кВт 8760 ч 40/100 = 3500кВт ч/кВт.
Исходя из этого значения и полагая эксплуатационные затраты для упрошенной системы ветрогенераторов на среднем уровне - 0,012 $/кВт,
найдем полную сумму этих затрат в расчете на кВт установленной мощности:
0,012 3500 = 42 $ или 31,7 € (кросс-курс $/€ = 1,325).
В итоге имеем годовые затраты на производство водорода (annual total cost of hydrogen production) по статьям:
- платформа:
сП=180 1,4 (0,033+0,05)=20,9 €/кВт;
- ветросолнечный энергокомплекс:
сЭ = 802 1,3 0,05+31,7=83,8 €/кВт;
- электролизная система:
cE = 340- (0,10 + 0,05) = 51,0 €/кВт;
- годовая норма дисконта 5%:
cD = 0,05 (20,9 + 83,8 + 51) = 7,78 €/кВт.
Всего: 163,5 €/кВт.
Таким образом, удельное значение полной приведенной стоимости мощностей по производству водорода (levelized total cost of hydrogen production system) на плавучей морской платформе составляет:
^=^+^+^+^=20,9+83,8+51,0+7,78=163,5 €/кВт.
2.6.3. Наконец, вычислим удельную стоимость водорода pS, произведенного на нашей платформе. Для этого нужно поделить определенную выше годовую удельную выработку электроэнергии (3500 кВтч/кВт) на удельные затраты электроэнергии wS для выработки 1 нм3 водорода в электролизерах, использованных на платформе - в среднем wS = 4,45 кВтч/нм3 (см. табл. 3), в результате чего найдем годовой объем производства на единицу мощности vS нм3/кВт. Затем, разделив на нее полученную полную приведенную стоимость оборудования (с = 163,5 €/кВт), найдем искомую величину:
vS= eS/wS = 3500/4,45 = 786,5 нм3/кВт;
Ps= с/ vS = 163,5/786,5 = 0,208 €/нм3 = 0,275 $/нм3.
Поскольку водород рассматривается как возможное горючее для использования в двигателях внутреннего сгорания на автомобильном и другом транспорте, стоимость водорода принято выражать также ценой за единицу массы, т.е. €/кг или $/кг. В таком случае ps= 2,37 €/кг или 3,14$/кг.
Сопоставляя эти значения с данными, представленными в [46, 50], видим, что имеют место основательные предпосылки считать такой инвестиционный проект создания морских энергетических комплексов с водородным циклом вполне жизнеспособным.
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
3. Оценка перспективы реализации проекта «Морской водород»
Полномасштабная реализация такого крупного инвестиционного проекта, который, несомненно, окажет значительное влияние на развитие энергетики и ряда смежных отраслей промышленности, безусловно, должна осуществляться поэтапно - в несколько очередей, с тем, чтобы экономические последствия произведенных мероприятий могли быть проанализированы и учтены на последующих стадиях. Поэтому оценку перспективы реализации проекта рассмотрим в масштабе его первой очереди - производства 1 млрд. м3 электролитического водорода, предполагая, что уже с этого первого миллиарда сможет проявиться качественный результат от внедрения в экономику страны нового энерготехнологического продукта.
Изложенный выше анализ предпосылок для воплощения проекта «Морской водород» позволяет охарактеризовать перспективу его реализации следующими показателями.
Технические показатели. Общая мощность ветросолнечных энергетических установок МЭКВЦ, потребная для генерации водорода в объеме Уг=1 млрд. куб. м в год составит:
W=Vг/vs=1•109/786,5=1,27•106 кВт=1,27 103 МВт = = 1,27 ГВт.
Общий тоннаж Т и общая площадь палубного поля (продуктивная площадь) О плавучих платформ для этих установок составит:
Т = W/wm = 1,27 106/2,513 = 505,8 103 т,
О = W/wq = 1,27 103/3,88 = 328 га = 3,28 кв. км,
где wm=2,513 кВт/т массы платформы - удельная «энерговооруженность» по массе, а wq=3,88 МВт/га -удельная «энерговооруженность» по габариту.
Годовая и суточная производительность по водороду: годовой объем производства водорода определен в размере 1109 нм3, соответственно, среднесуточная продуктивность составит Vс=2,74•106нм3.
Транспортировка произведенного водорода возможна, как предусмотрено, например, в [18], с помощью газгольдеров объемом в 270 м3, сцепленных в плоты, например, по 48 штук размерами 40х120 м (или уложенных на баржи), так что в них можно закачать под давлением 20 атм. около 260 тыс. куб. м водорода. Такой режим потребует работы 10-15 буксиров (в зависимости от мощности) для доставки их к ближайшему из терминалов, соединенных трубопроводами по кустовой схеме с береговым терминалом.
В другом варианте могут быть использованы газгольдеры объемом 1000 м3 на давление более 3,5 МПа, конструктивно оформленные в виде лихтеров,
и тогда указанный объем перевозок смогут осуществить 3-4 лихтеровоза водоизмещением до 25 000 т.
Технологические показатели. Производственные мощности, необходимые для постройки нужного количества платформ.
Их общий тоннаж, как указано выше, оценен величиной 506 тыс. тонн, чему соответствует их общее количество 335 шт. (по 1512 т каждая). Этот тоннаж нужно сопоставить с имеющимися в Украине мощностями по обработке металлоконструкций для постройки судов. В настоящее время более 15 судостроительных и судоремонтных предприятий располагают производственными мощностями, которые позволяют обработать не менее 400 тыс. тонн металла в год (только на Херсонском заводе объем обработанного металла в 2005 году составил около 100 тысяч тонн [56]), что не намного меньше, чем заявленная потребность. Если учесть, что определенная часть производства бетонных конструкций для платформ может быть размещена на традиционных заводах железобетонных изделий (ЖБИ), то достижимое количество выпуска платформ можно оценить приблизительно в 250 штук в год с общей продуктивной (по водороду) площадью 220 га (2,2 кв. км). Для реализации заданий первой очереди проекта, таким образом, потребуется 1,5 года.
Темп постройки платформ при консолидированном использовании указанных производственных мощностей должен составить 20.22 шт. в месяц, т.е. в среднем по 1 шт. на предприятие, хотя на самом деле 6 самых крупных заводов, применяя поточно-позиционную технологию, могли бы выпускать и по три платформы. Однако такой график постройки будет, по-видимому, слишком напряженным, поэтому целесообразно разбить программу первой очереди на две стадии:
- первоначальная стадия проекта продолжительностью 1,5.2 года, связанная с административными процедурами, подготовкой финансовых инструментов, разработкой проектно-конструкторской документации, технологической подготовкой производства, постройкой и испытаниями пилотных образцов, позволит выпустить и ввести в опытную эксплуатацию первые 100 - 120 серийных платформ;
- на второй стадии предполагается осуществить выход на режим поточного выпуска платформ и построить 220 шт. за 1,5 года.
Необходимый объем основных материалов и оборудования. Для осуществления такого плана постройки платформ согласно приведенным выше
International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 03 (121) 2013
© Scientific Technical Centre «TATA», 2013
расчетам за три года потребуется примерно 360 тыс. тонн основных материалов - бетонных смесей и металла в пропорции 3:1, т. е. 270 тыс. т бетона и 90 тыс. т металла.
Для комплектации энергетических комплексов всех платформ по плану первой очереди потребуется, соответственно, 1270 МВт установленной мощности ветрогенераторов и солнечных батарей, что в расчете на год составит в среднем 400 МВт. Это вполне реалистичная задача, ведь ведущие западные компании (Vestas, General Electric, Gamesa, Nordex и др.) только в Китае ежегодно вводят до 1000 МВт.
Экономические показатели. Здесь не приводится изложение коммерческих характеристик проекта, а даются лишь его рамочные параметры.
Общая сумма затрат на реализацию первой очереди проекта оценивается в 2080 млн. евро за 3,5 года или в среднем 600 млн. евро в год. Много это или мало? Вспомним, что одна черная металлургия приносит экономике Украины ежегодно от 600 до 2000 млн. долларов убытков! [1-3]. Только исключение этих потерь практически покроет весь объем необходимых вложений.
Средства мобилизации инвестиционных ресурсов. Важнейшую роль в обеспечении жизнеспособности проекта, безусловно, следует отвести механизму государственного
стимулирования секторов возобновляемой энергетики («зеленый тариф»), что создает четкие предпосылки для реинвестирования части средств в расширение проекта. Опираясь на эту схему, можно выпустить на рынок товарный водород по конкурентоспособной цене 200 долларов за 1000 нм3, тогда ценовое преимущество перед природным газом (420 $/1000 нм3) в производстве аммиака составит: 420-2 200=20 $/1000 нм3.
Общий объем поступлений от продажи водорода за 10 лет (нормативный срок службы электролизного оборудования) при этом составит: 200 10 1 109/1000 = 2000 млн. долларов, а с учетом полученной экономии в аммиачном производстве эффект составит 2100 млн. долларов.
Кроме того, существенную роль в обеспечении финансирования проекта может сыграть коммерческое использование сопутствующих продуктов электролизного производства - кислорода (в объеме половины выхода водорода), а также опресненной воды, крайне дефицитного продукта в приморской зоне. По данным [41] только товарная реализация кислорода позволит снизить цену водорода на 12%, увеличивая отдачу вложенных средств примерно на 25 млн. долларов. А опреснение воды, как один из этапов технологического процесса электролиза, требующий 3.5% энергетических затрат, может принести более 40 млн. долларов в год дополнительных поступлений. В результате суммарный доход от реализации первой очереди проекта за 10 лет может превысить 2750 млн.
долларов или 2075 млн. евро, т. е. практически покроет затраченные средства.
Факторы, благоприятствующие реализации проекта. В связи с интенсивным насыщением рынков за пределами Украины неизбежен существенный сдвиг в сторону смягчения ценовой политики ведущих производителей ветровых и солнечных энергетических установок, в результате чего также можно ожидать высвобождения части средств для реинвестирования.
В ближайший период прогнозируется значительный прогресс в технологии производства электролитического водорода и снижения его энергоемкости, а также стоимости электролизного оборудования, что может оказать решающее влияние на конкурентоспособность водорода как топлива и горючего.
В то же время, не уповая лишь на достижения зарубежных корпораций, можем констатировать наличие основательных разработок отечественной науки в вопросах радикального преобразования технологии промышленного производства водорода и его использования на основе возобновляемых источников энергии, которые дают основание видеть реальную перспективу реализации проекта «Морской водород».
Наконец, следует учесть, что создание масштабной инфраструктуры энергетических и производственных мощностей на обширной акватории украинского шельфа вплотную подведет инвесторов к раскрытию колоссальной энергетической кладовой Черного моря - запасов сероводорода и газогидратов [6], доступ к которым с лихвой оправдает все затраченные миллионы долларов и евро, с возможной тщательностью рассчитанные в данной работе.
Выводы
Проблема замещения природного газа в экономике и энергетике альтернативными технологиями является актуальной для многих стран, включая, как ни странно это может показаться, и Россию, хотя с иной мотивацией, чем для Украины. В частности, в исследовании [57] сопоставлено два сценария решения этой проблемы - «атомный» и «парогазовый», из которых предпочтение отдается последнему. В Украине же атомный сектор энергетики выполняет стратегическую функцию базовой генерации и не может в этом качестве быть замещен другими технологиями, а «парогазовая» технология выпала из фокуса внимания вслед за взлетом цены на газ.
Поэтому для Украины вторым сценарием замещения природного газа помимо «атомного» становится «возобновляемо-водородный». Иных нет - и выбор нужно делать между ними. Поэтому следует сопоставить, прежде всего, важнейшие параметры каждого из сценариев - удельные
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
капиталовложения и сроки их реализации.
В настоящей работе показано, что в проекте «Морской водород» удельные капиталовложения в создание фактически полностью нового индустриального производства конечного продукта оцениваются величиной 1634 €/кВт, из которых 340 €/кВт приходится на водородный цикл.
В «атомном» сценарии современные показатели [29] составляют (1500-1800) $/кВт или (11401360) €/кВт «чистой энергетики», то есть без водородного цикла. Добавление к этому упомянутой суммы в 340 €/кВт дает практически такое же значение 1634 €/кВт.
Однако, возобновляемо-водородный проект, в отличие от атомного варианта, значительно более динамичный, безопасный, гибкий, не требует пагубного техногенного вмешательства в природную среду и, что чрезвычайно важно, изначально запрограммирован на совершенствование, развитие и удешевление на любом этапе реализации.
Список литературы
1. Грищенко С.Г. Текущие показатели работы отрасли и перспективы освоения новых технологий ... горнометаллургического комплекса Украины. Выступление на конференции ITMk3R. http://haresengineering.net/reports/Grishenko.doc.
2. Экспорт и импорт Украины. http://index.minfin.com.ua/index/gdp/eximp.php
3. News.ugmk.info: Доналоговый убыток металлургов в 2012 году вырос в 3,3 раза.http://www. ugmk.info/news/donalogovyj-ubytok-metallurgov-v-2012-g--vyros-v-33-raza.html
4. Мхитарян Н.М., Кудря С.А., Яценко Л.В., Шинкаренко Л.Я. Состояние и перспективы использования водорода в возобновляемой энергетике // Альтернативная энергетика и экология. - ISJAEE. 2012. - № 5-6. - C. 68-79.
5. Запорожец Ю.М., Кудря С.А. Ветросолнечные энергетические комплексы с водородным циклом //Альтернативная энергетика и экология. -ISJAEE. 2011. - № 8.
6. Борц Б.В., Неклюдов И.М., Полевич О.В., Ткаченко В.И., Шиляев Б.А. Альтернативная сероводородная энергетика Черного моря. Состояние, проблемы, перспективы. Ч. 1. // Альтернативная энергетика и экология. - ISJAEE. 2006. - № 12. С. 23-30;
7.Сахалинский ветро-водородный проект набирает ход. http://energyland.info/news-print-59043
8. Harrison K.W., Martin G.D., Ramsden T.G., Kramer W.E., Novachek F.J.. The Wind-to-Hydrogen Project: Operational Experience, Performance Testing, and Systems Integration. Technical Report NREL/TP-550-44082, March 2009. http://www.nrel.gov/hydrogen/pdfs/44082.pdf
9. Genevieve Saur, Todd Ramsden. Wind Electrolysis: Hydrogen Cost Optimization. Technical
Report NREL/TP-5600-50408, May 2011.
http://www.nrel.gov/hydrogen/pdfs/50408.pdf
10. Запорожець Ю.М., Кудря С.О., Щошн А.Р. Створення вггросонячних енергетичних комплекав з водневим циклом на морських платформах -ефективний шлях використання ввдновлюваних ресурав шельфу // Вщновлювана енергетика. - 2011. - № 4. - С. 9-18.
11. The UK is the world's largest offshore wind energy nation. http://www.statkraft.com/presscentre/ news/the-uk-is-the-worlds-largest-offshore-wind-energy-nation.aspx.
12. Оффшорные ветроэлектростанции или ВЭС морского базирования. http://www.teplonasos.com/ru/ raznoe/drugie-istochniki-energii/veter.html.
13. Butterfield S. Overview of Offshore Wind Technology/ S. Butterfield, W. Musial, J. Jonkman, P. Sclavounos. A national laboratory of the U.S. Department of Energy // Conference Paper NREL/CP-500-42252 October 2007 Режим доступа: http://www.nrel.gov/docs/fy08osti/42252.pdf
14. Ey stein Borgen. Floating wind power in deep water - competitive with shallow water wind farms // Modern Energy Review. 2010. Vol. 2, Iss. 1. P. 49-53.
15. США и Великобритания планируют сотрудничать в сфере разработки технологии плавающих ветровых турбин. http://rencentre.com/news-and-insights/5105
16. Chris Rose. A question of supply // Wind directions. November 2010. Vol. 29, № 5. P. 21-24.
17. Блшцов В.С., Запорожець Ю.М., Бурунша Ж.Ю. Попередня оцшка основних характеристик морсько! водньодобувно! платформи // Збiрник наукових праць НУК. - Микола!в: НУК, 2011. - № 5.
18. Запорожец Ю.М., Кудря С.А., Блинцов В.С. Научно-технические задачи по созданию морских ветросолнечных энергетических комплексов с водородным циклом на украинском шельфе // Альтернативная энергетика и экология. - ISJAEE. -2012. - № 5.
19. Запорожець Ю.М., Кудря С.О., Блшцов В.С. Основш положения концепци шновацшного проекту «морський водень» // Вщновлювана енергетика XXI столггтя. XIII мiжиародна науково-практична конференщя. - Крим, 2012. - С. 122-128.
20. Блшцов В.С., Запорожець Ю.М., Кудря С.О. До концепци нацюнального проекту «створення морських енергетичних комплекав з водневим циклом» // 1нновацп в суднобудуванш та океанотехгащ III мiжиародна науково-техшчна конференщя. - Микола!в, 4 жовтня 2012.
21. Musial W., Butterfield S., Boone A. Feasibility of floating platform systems for wind turbines // Conference Paper NREL/CP-500-34874, November 2003.
22. Henderson A.R., Zaaijer M.B., Bulder B., Pierik J. et al. Floating Windfarms for Shallow Offshore Sites // Proceedings of The Fourteenth International Offshore and Polar Engineering Conference. - Toulon,
24
тлт
France, May 23-28, 2004. http://www.marin.nl/ upload_mm/9/a/7/1806929801_1999999096_2004-IS0PE-ARH-003_HendersonZaaijerBulder PierikHuijsmans-HeesSnijdersWijnantsWolf.pdf
23. Butterfield S., Musial W., Jonkman J., Sclavounos P. Engineering Challenges for Floating Offshore Wind Turbines // Conference Paper NREL/CP-500-38776. - September 2007. Режим доступа: http://www.nrel.gov/docs/fy07osti/38776.pdf.
24. Восстановление Фукусимы, экспериментальный проект плавучей оффшорной ветростанции.
http://uwea.com.ua/news.php?news_id=106
25. Overview of Offshore Wind Floating Foundation Projects in US, EU and Japan (Sept. 2012). http ://maine-intl-сonsulting. com/resources/Floating+ Offshore+Wind+Platforms+Consortia+for+web.pdf
26. Рашковский А. С., Слуцкий Н.Г., Кошкин К.В. Методологические основы управления проектами строительства композитных плавучих сооружений: Монография. Николаев: НУК, 2005.
27. Проектирование, технология и организация строительства композитных плавучих доков. Рашковский А. С. и др. Под. науч. ред. А. С. Рашковского: Монография. Николаев: НУК: РАЛ-полиграфия, 2008.
28. Soren Krohn, Poul Erik Morthorst, Shimon Awerbuch. The Economics of Wind Energy // A report by the European Wind Energy Association. -March 2009.
http://www.windenergie.nl/sites/windenergie.nl/files/ documents/the_economics_of_windenergy_ewea.pdf
29. Безруких П.П. О стоимостных показателях энергетических установок на базе ВИЭ / Шестая Международная конференция «Возобновляемая и малая энергетика - 2009». Красная Пресня, 9-10 июня 2009 г.
30. Ryan Wiser, Eric Lantz, Mark Bolinger, Maureen Hand. Recent Developments in the Levelized Cost of Energy from U.S. Wind Power Projects / U.S. Department of Energy. - Contract No. DE-AC02-05CH11231, February 2012 // http://eetd.lbl.gov/ea/ems/reports/wind-energy-costs-2-2012.pdf
31. Tegen S., Hand M., Maples B., Lantz E., Schwabe P., Smith A. 2010 Cost of Wind Energy Review / Technical Report NREL/TP-5000-52920, April 2012. http://www.nrel.gov/docs/fy12osti/52920.pdf
32. Eric Lantz, Ryan Wiser, Maureen Hand. IE A Wind Task 26: The Past and Future Cost of Wind Energy, Work Package 2 // Technical Report NREL/TP-6A20-53510 May 2012. http://www.ieawind.org/index_page_postings/ WP2_task26.pdf
33. Renewable energy technologies: cost analysis series. Volume 1: Power Sector, Issue 5/5 - Wind Power // The International Renewable Energy Agency (IRENA) working paper. -June 2012.
http://www.irena.org/DocumentDownloads/Publications/ RE_Technologies_Cost_Analysis-WIND_POWER.pdf
34. $2.24/Watt vs $4.44/Watt: Solar in Germany vs Solar in the US. http://cleantechnica.com/2012/06/19/2-24watt-vs-4-44watt-solar-germany-vs-solar-us/
35. Start-Up Sells Solar Panels at Lower-Than-Usual Cost. http ://www. ny times .com/2007/12/18/technology/ 18solar.html?_r=2&ref=technology&
36. Hussein Abdel-Aal, Mohamed Bassyouni, Maha Abdelkreem, Shereen Abdel-Hamid, Khaled Zohdy. Feasibility Study for a Solar-Energy Stand-Alone System: (S.E.S.A.S.) // Smart Grid and Renewable Energy, 2012. № 3. -С.204-206. http ://www.scirp.org/j ournal/PaperInformation.aspx?Pap erID=22059
37. Водород. Свойства, получение, хранение, транспортирование, применение: Справ. изд. // Гамбург Д.Ю., Семенов В.П., Дубовкин Н.Ф., Смирнова Л.Н.; Под ред. Д.Ю. Гамбурга, Н.Ф. Дубовкина. М.: Химия, 1989.
38. Кривцова В.И., Олейников А.М., Яковлев А.И. Неисчерпаемая энергия. Кн. 4. Ветроводородная энергетика: учебник. Харьков: Национальный Аэрокосмический университет «Харьковский авиационный институт», 2007.
39. Енергофектившсть та вщновлювашджерелаенерги //Пвд ред. А.К. Шидловського. К.: Украшсьш енциклопедичш знання, 2007.
40. Марченко О.В., Соломин С.В. Анализ эффективности производства водорода с применением ветроэнергетических установок и его использования в автономной энергосистеме // Альтернативная энергетика и экология. ISJAEE. 2007. № 3. С. 112-118.
41. Pre-investigation of water electrolysis (PSO-F&U 2006-1-6287) // Draft 04-02-2008. http://130.226.56.153/rispubl/NEI/NEI-DK-5057.pdf
42. Technology Brief: Analysis of Current-Day Commercial Electrolyzers // Report NREL/FS-560-36705. - September 2004. http://www. nrel.gov/docs/fy04osti/36705.pdf
43. Genevieve Saur. Wind-to-hydrogen project: electrolyzer capital cost study // Technical Report NREL/TP-550-44103. - National Renewable Energy Laboratory. Golden, - Colorado, USA. - 2008, December. - 48 РР // Режим доступа: http://www.nrel.gov/hydrogen/pdfs/44103 .pdf.
44. Kevin Harrison, Greg Martin, Todd Ramsden, Genevieve Saur. Renewable electrolysis integrated system development and testing // Project ID #PDP_ 17_Harrison. -May 19, 2009. http://hydrogen. energy.gov/pdfs/review09/pdp_17_harrison.pdf
45. Peter Vang Hendriksen. Solid Oxide Electrolysis Hydrogen production // Fuel Cells and Solid State Chemistry Division, Riso DTU. -2011.
46. Monjid Hamdan. PEM Electrolyzer Incorporating an Advanced Low-Cost Membrane // Project ID#
Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология» № 03 (121) 2013 © Научно-технический центр «TATA», 2013
PD030. - May 16, 2012. http://www.hydrogen.energy. gov/pdfs/progress12/ ii_d_1_ hamdan_2012.pdf
47. Генератор водорода (электролизер) Teledy neEC-750. http ://www .nanoindustry. su/files/ article_pdf/2/article_2991_420.pdf
48. Продажа, поставка и установка электролизеров водорода // Евро-Азиатский Торгово-Промышленный Альянс. http://www.inrus.com /index.php?page=1013
49. Установки электролизные типа БЭУ. http://www.inrus.com/index.php?page=984
50. Steve Colt. Economic Analysis of an Integrated Wind-Hydrogen Energy System for a Small Alaska Community // DOE Award Number: DE-FC26-01NT41248, Final Technical Report. -December 2008. http://www.iser.uaa.alaska.edu/Publications/integ_wind/ Integrated_wind_ hydrogen_final.pdf
51. Monjid Hamdan, Tim Norman. PEM Electrolyzer Incorporating an Advanced Low-Cost Membrane // II.D.1. - Contract Number: DE-FG36-08GO18065, FY 2012 Annual Progress Report. http://www.hydrogen.energy.gov/pdfs/progress12/ii_d_1 _hamdan_2012.pdf
52. RE Hydrogen awarded £25,000 to develop low-cost hydrogen electrolyzer. http://green.autoblog.com/
2010/10/22/re-hydrogen-awarded-25-000-to-develop-low-cost-hydrogen-electro/
53. Kaabeche A., Belhamel M., Ibtiouen R. Optimal sizing method for stand-alone hybrid PV/wind power generation system // Revue des Energies Renouvelables SMEE'10 Bou Ismail Tipaza. -2010. -С. 205-213. http://www.cder.dz/download/smee2010_22.pdf
54.S.Villanueva Saberbein, Lu Aye. Technical and Financial Feasibility of a Stand-alone Photovoltaic System for Rural Electrification in the Andean South Region of Peru // Journal of Sustainable Development. Vol. 5, No. 11; 2012 /
55.Давидан И.Н., Лопатухин Л.И., Рожков В.А. Ветер и волны в морях и океанах. Справочные данные. Регистр СССР / Давидан И.Н. -Л.: Транспорт, 1974. -360 с.
56. Херсонский Судостроительный завод. http://www.expotpp.ks.ua/mashinostroenie/2012-02-02-11-43-43/10—.html
57. Бабанин И.В., Чупров В.А. Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: «атомный» и «парогазовый» сценарии // Вести в электроэнергетике. -2006. № 5.
26
тлт
