CC BY
49
РЕГИОНАЛЬНАЯ И ОТРАСЛЕВАЯ
ЭКОНОМИКА
УДК 338.45
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРОИЗВОДСТВА И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ВОДОРОДА НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Лисин Е.М.*, Паршина А.С., Замешаева И.С., Мусаева Д.Э.
Национальный исследовательский университет «МЭИ», Россия, г. Москва
*lisinym@mpei.ru
Резюме: ЦЕЛЬ. Разработка и исследование модели производства и применения водорода на тепловых электростанциях на основе системы P2G. МЕТОДЫ. Методика использования избыточной электроэнергии тепловой электростанции для производства водорода. Методика использования водорода для повышения КПД энергоустановок тепловых электростанций. РЕЗУЛЬТАТЫ. В соответствии с рассмотренной методикой расчета и приведенными производственно-техническими характеристиками электролизной установки P2G максимальное потребление электроэнергии системой P2G, необходимое для полной мощности производства водорода (30 Нм3/ч) составило величину Етах = 2 929,5 кВт. Оценены капитальные и операционные затраты на установку и эксплуатацию рассматриваемой системы P2G. Показано, что использование получаемого водорода из системы P2G для промежуточного перегрева пара позволяет повысить КПД паровых турбин на 2,5% с одновременным увеличением их мощности. ЗАКЛЮЧЕНИЕ. Применение методов электролиза на тепловых электростанциях в часы провала нагрузки позволяет решить ряд важных проблем, связанных с развитием водородной энергетики. Основным шагом для преобразования избыточной электроэнергии в водород является модернизация существующего технологического оборудования ТЭС с внедрением системы P2G. Получаемый водород является наиболее перспективным источником тепловой энергии для высокотемпературного перегрева пара в энергоустановках. Его применение позволит не только повысить КПД паротурбинного цикла, но и обеспечить экономичность и экологичность производства электроэнергии.
Ключевые слова: водородное топливо тепловые электростанции; электролиз, система P2G; структура затрат; промежуточный перегрев пара; экологичность, экономичность.
Для цитирования: Лисин Е.М., Паршина А.С., Замешаева И.С., Мусаева Д.Э. Технико-экономические аспекты производства и использования водорода на тепловых электростанциях // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2022. Т. 14. №2 (54). С. 120-133.
TECHNICAL AND ECONOMIC ASPECTS OF PRODUCTION AND USE OF HYDROGEN
FUEL AT THERMAL POWER PLANTS
EM. Lisin, AS. Parshina, IS. Zameshaeva, DE. Musaeva
National Research University Moscow Power Engineering Institute, Russia, Moscow
*lisinym@mpei.ru
Abstract: THE PURPOSE. Development and study of a model for the production and use of hydrogen fuel at thermal power plants based on the P2G system. METHODS. Methodology for using surplus electricity from a thermal power plant for hydrogen production. Methodology for using hydrogen to increase the efficiency of thermal power plants. RESULTS. In accordance with the considered calculation method and the given production and technical characteristics of the P2G electrolysis plant, the maximum electricity consumption by the P2G system required for the full capacity of hydrogen production (30 Nm3/h) was Emax = 2,929.5 kW. The capital and operating costs for the installation and operation of the considered P2G system are estimated. It is shown that the use of
hydrogen produced from the P2G system for reheating of steam makes it possible to increase the efficiency of steam turbines by 2.5% with a simultaneous increase in their power. CONCLUSION. The use of electrolysis methods at thermal power plants during load dip hours allows solving a number of important problems associated with the development of hydrogen energy. The main step for converting excess electricity into hydrogen is the modernization of the existing technological equipment of TPPs with the introduction of the P2G system. The resulting hydrogen is the most promising source of thermal energy for high-temperature superheating of steam in power plants. Its application will not only increase the efficiency of the steam turbine cycle, but also ensure the efficiency and environmental friendliness of electricity production.
Keywords: hydrogen fuel; thermal power plants; electrolysis; P2G system; cost structure; reheating of steam; environmental friendliness; economy.
For citation: Lisin EM, Parshina AS, Zameshaeva IS, Musaeva DE. Technical and economic aspects of production and use of hydrogen fuel at thermal power plants. KAZAN STATE POWER ENGINEERING UNIVERSITY BULLETIN. 2022; 14;2(54): 120-133.
Введение
В последнее время климатическая повестка приобретает все большее значение в международном сообществе. В условиях глобального потепления низкоуглеродная экономика становится одной из основных ориентиров международной политики. В целях поддержки мировых усилий по борьбе с изменением климата, целесообразному природопользованию и охране окружающей среды Российская Федерация подписала Парижское соглашение по климату 22 апреля 2016 года, которое позже было принято постановлением Правительства Российской Федерации от 21 сентября 2019 года №1228 «О принятии Парижского соглашения».
В рамках принятого Парижского соглашения по климату Российская Федерация проводит внутреннюю политику в сфере климата, которая направлена на снижение и предотвращение антропогенных выбросов парниковых газов, таких как углекислый газ (CO2), метан (CH4), оксид азота (N2O), за счет использования энергоносителей с низким углеродным следом и применением наилучших доступных технологий (НДТ).
С целью определения основ правового регулирования отношений в сфере выбросов парниковых газов был подписан Федеральный закон №296-ФЗ от 02.07.2021 «Об ограничении выбросов парниковых газов». Закон формирует систему управления выбросами парниковых газов, обозначает углеродный след в качестве важного показателя развития экономики страны.
Одним из перспективных инструментов для решения задач проводимой государственной политики Российской Федерации в сфере климата рассматривается переход на использование водородного топлива, одним из преимуществ которого является отсутствие выбросов углекислого газа при использовании его в качестве энергоносителя. В перспективе ожидается расширение области использования водорода за счет других отраслей, что ускорит рост спроса в мире на водородное топливо, который по оценкам экспертов к 2050 году составит около 500 млн тонн.
В обновленной Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года, утвержденной 9 июня 2020 г. №1523-р, закреплены ключевые мероприятия по реализации потенциала водородной энергетики:
• разработка и реализация мер государственной поддержки в области производства, транспортировки и потребления водорода;
• разработка нормативной базы для обеспечения безопасности водородной энергетики;
• наращивание объема производства водорода из природного газа, а также с использованием возобновляемых источников энергии и ядерной энергии;
• разработка и внедрение низкоуглеродных методов производства водорода;
• стимулирование внутреннего спроса на использование водорода в различных сферах промышленности, энергетике и транспорте
Показателем развития водородной энергетики, отраженной в Энергетической стратегии, является экспорт водорода, который к 2024 году должен составить 0,2 млн тонн, а к 2035 году - 2 млн тонн.
В октябре 2020 г. Распоряжением Правительства Российской Федерации №2634-р была принята дорожная карта «Развитие водородной энергетики в Российской Федерации до 2024 года», целью которой является организация первостепенных работ по становлению Российской Федерации экспортно ориентированным мировым лидером в области водородной энергетики.
В августе 2021 года Распоряжением Правительства Российской Федерации №2162-р утверждена Концепция развития водородной энергетики. В Концепции проведен анализ перспектив развития водородной энергетики, обозначены основные цели и задачи, ключевые мероприятия и стратегические инициативы в области развития водородной энергетики. Она дополняет и детализирует Энергетическую стратегию страны.
На сегодняшний день в Российской Федерации существует инфраструктура, обладающая необходимыми конкурентоспособными преимуществами для развития производства и поставки водорода, включающая [1, 2]:
• развитый энергетический потенциал и наличие значительных запасов первичных энергоресурсов;
• существование недозагруженных производственных мощностей в энергетике;
• непосредственная транспортная близость к вероятным будущим покупателям водородного топлива;
• наличие обширной научной базы в области производства, транспортировки и хранения водорода.
В 2023-2024 годы предусмотрена реализация приоритетных пилотных проектов в сфере водородной энергетики в Российской Федерации. К таким проектам относятся [2,3]:
• создание пилотных установок производства водорода без выбросов углекислого газа;
• создание опытных полигонов низкоуглеродного производства водорода;
• изготовление энергетических газовых турбин на метано-водородной смеси.
В связи с этим в условиях сезонной недозагрузки производственных мощностей на тепловых электростанциях и необходимости повышения их энергоэффективности и маневренности особый интерес представляет организация производства водорода непосредственно на крупных электростанциях и использования его для повышения КПД энергоустановок путем промежуточного перегрева пара водородом, характеризующегося очень высокими калорийными свойствами. Технико-экономическим особенностям такого решения производства и использования водорода посвящена данная статья.
Литературный обзор
Производству и использованию водорода в литературных источниках уделяется достаточно много внимания [1-5]. Отмечается, что на сегодняшний день водородное топливо является самым эффективным и чистым энергоносителем, который производит только воду как побочный продукт своего сгорания.
Среди ключевых свойств водорода можно выделить [6-8]:
• Водород не встречается в природе в чистом виде и всегда связан с другими элементами, такими как вода, уголь и нефть, что определяет основные источники его получения.
• На производство водорода расходуются углеводороды или электроэнергия, стоимость которых во многом определяет конечную цену его получения.
• Водород более взрывоопасен, чем природный газ или дизельное топливо, что требует дополнительных затрат на организацию его безопасного хранения и использования.
• Сложность и высокая стоимость хранения водорода в жидкой фазе (температура хранения в жидкой фазе = -235 °С, низкая плотность - 77 кг/м3)
• Водород обладает высокой теплотворной способностью - 39 кВтч/кг, что превращает его в очень перспективное топливо для тепловых электростанций и позволяет значительно поднять уровень энергоэффективности производства электроэнергии и тепла.
В таблице 1 приведены сравнительные данные по теплотворной способности водородного топлива. Из нее видно, что водород обладает значительно более высокой удельной теплотой сгорания по сравнению с ископаемыми видами топлива. Благодаря преимуществам и универсальности водородного топлива в долгосрочной перспективе он может стать альтернативой углеводородам в энергетике.
Таблица 1.
Удельная теплота сгорания распространенных видов топлива в сравнении с водородом_
Топливо Удельная теплота сгорания, МДж/кг
Водород 119,8
Сжиженный природный газ 46,8
Авиационный бензин 44,1
Автомобильный бензин 43,6
Автомобильный дизель 43,5
Нефть 43,5-46,0
Кокс 27
Древесина (сухая)
8,4-11,0
Как отмечается в литературе, одной из проблем реализации перехода к водородной энергетике является выбор наиболее эффективной технологии получения водорода. Водород в связанном виде входит в состав воды, ряда природных углеводородов, биомассы, различных органических отходов [4, 6, 9]. Для производства водорода необходимо разорвать его химические связи и выделить его из реакционной среды.
Основные способы получения водорода можно условно разделить на физические, электрохимические и химические [10, 11]. К физическим методам относятся те процессы, в которых исходное сырье (например, коксовый газ или газ, получаемый при пиролизе бутадиена) уже содержит свободный водород, и требуется только тем или иным физическим путем освободить его от остальных компонентов. В электрохимических методах выделение водорода из его химических соединений осуществляется разложением последних под действием электрического тока. Химические методы получения водорода являются наиболее распространенными и предполагают неполное окисление горючих ископаемых (газификация, конверсия) или их термическое разложение.
Технология получения водорода также сильно влияет на его экологичность. Для характеристики данного важного свойства многими специалистами в области водородной энергетики используется «цветовая» классификацию водорода в зависимости от способа получения (табл. 2) [1, 2, 8, 10, 12].
Таблица 2.
Цветовая классификация водорода в зависимости от технологии его получения и ее влияния на
Классификация Технология производства Описание
«Коричневый» «Серый» Газификация угля Риформинг метана Ископаемый водород
Пиролиз природного газа/угля
«Голубой» Газификация угля Ископаемый водород с улавливанием углекислого газа
Риформинг метана
«Бирюзовый» Пиролиз метана
«Желтый» Электролиз (АЭС) Водород на основе электричества
«Оранжевый» Электролиз (ТЭС, ТЭЦ, ГРЭС)
«Зеленый» Электролиз (ВИЭ) Водород будущего
Риформинг биогаза
В соответствии с приведенной таблицей наибольшее значение для энергетики приобретает развитие технологий получения водорода на основе электролиза [13, 14, 15, 16].
Широкое применение в промышленности электролитического разложения воды на кислород и водород началось еще c конца XIX века. Анализ литературы показывает, что на сегодняшний день наибольшую популярность получили три технологии электролиза воды: щелочной, протонообменный мембранный (PEM) и твердооксидный (БОЕ). В таблице 3 перечислены основные технико-экономические характеристики данных технологий электролиза.
Таблица 3
Технико-экономические характеристики технологий электролиза _
Тип электролизёра Энергозатраты, Температ Производитель Давление, КПД, %
м3 /кВтч ура, К ность, м3 /ч МПа
Щелочной 4,5-5,5 320-370 до 500 0,1-5 50-70
Протоно-обменный 3,5-4,5 350-370 до 100 0,1-15 80-90
мембранный (PEM)
С твердым оксидным 2,5-4 1070- - 0,1-3 >85
электролитом (БОЕ) 1270
В процессе электролиза воды осуществляется выработка водорода и кислорода по сравнительно простой технологической схеме, включающей в себя подготовку сырья (чистой воды) и первичную переработку водорода и кислорода (охлаждение, очистка от щелочного тумана, осушка), не требующих сложного оборудования.
Щелочные системы электролиза являются наиболее распространенными по сравнению с другими методами электролиза воды [17]. Он представляет собой процесс прохождения электрического тока через раствор электролита от анода к катоду, вследствие чего на них
соответственно образуются газы - водород и кислород. Данный тип электролиза обычно используется в крупномасштабном производстве водорода. Эффективность процесса щелочных электролизеров была зарегистрирована в диапазоне 50-70% при плотности тока 100300 мА-см2. Проблема коррозии является основной проблемой этого метода в связи с использованием раствора щелочи.
Системы электролиза с протонообменной мембраной (PEM) более эффективны, чем щелочной электролизер, но их стоимость значительно выше [18]. Для преодоления коррозии, вызванной методом щелочных электролизеров, была разработана твердополимерная мембрана, которая применяется в технологии топливных элементов PEM. Мембрана таких электролитов обладает механической прочностью, химической стойкостью и высокой электропроводностью. Реакция окисления воды происходит в анодной части, генерируя кислород, электроны и протоны. Электроны и протоны перемещаются на катодную сторону. Газообразный водород образуется в катодной части после уменьшения протонов. Данные электролизёры в 5-7 раз дороже щелочных с аналогичными характеристиками, но при этом экологически чистые, имеют значительно меньшие массогабаритные характеристики и энергозатраты, повышенный уровень безопасности, возможность работы в нестационарных режимах, характеризуются простым обслуживанием. Также важной особенностью систем электролиза воды с протонообменной мембраной является то, что чистота производимого водорода (а также кислорода) соответствует качеству газов, необходимых для использования в топливных элементах, которые сегодня начинают внедряться в децентрализованной энергетике (например, чистота водорода, полученного электролизом с протонообменной мембраной, составляет не менее 99,98%). Однако для процесса электролиза воды требуется вода также высокой чистоты.
Технология электролиза твердых оксидов (SOE) является наиболее эффективной, но все еще находится в стадии разработки [18, 19]. Коррозия и уплотнение - основные проблемы, с которыми сталкивается технология SOE. При реализации этого процесса создается возможность резкого сокращения расхода электроэнергии на производство электролитического водорода путем замена части ее тепловой энергией, например, от паровой турбины или ядерного реактора.
Независимо от технологии основной вклад в стоимость водорода, производимого методом электролиза (70-90%), вносят затраты на электроэнергию. При наличии дешевой электроэнергии от тепловых электростанций (например, в провальные периоды ее потребления) электролитическое производство водорода может стать рентабельным.
Материалы и методы
3.1 Использование избыточной электроэнергии тепловой электростанции для производства водорода
Как было показано ранее, рыночная цена производства водорода методом электролиза сильно зависит от стоимости электроэнергии. В период ежедневных провалов электропотребления на тепловых электростанциях образуются простаивающие производственные мощности, которые целесообразно использовать для выработки электроэнергии с целью формирования запасов водородного топлива. Особенно это актуально для тепловых электростанций, осуществляющих комбинированную выработку тепла и электроэнергии в едином производственном цикле, таких как теплоэлектроцентрали (ТЭЦ).
Работая в экономичном теплофикационном режиме ТЭЦ одновременно вырабатывают как тепло, так и электроэнергию. При этом динамика спроса на тепло и электроэнергию в течение суток сильно отличается. При работе по тепловому графику генерация электроэнергии на ТЭЦ напрямую зависит от объема производимого тепла. Таким образом, любое изменение тепловой нагрузки приводит к изменению электрической мощности и, как следствие, вырабатывается электроэнергия, которая не требуется для энергосистемы и может не выполняться график электрической нагрузки Системного оператора. Такую электроэнергию возможно с помощью метода электролиза преобразовывать в водородное топливо, которое потом использовать для повышения КПД энергоустановок тепловой электростанции [20, 21].
Для преобразования избыточной электрической энергии в водород необходимо модернизировать существующее технологическое оборудование ТЭС, интегрировав в нее систему power-to-gas (P2G). Power-to-gas описывает процесс преобразования энергии в газообразные энергоносители, такие как водород или метан, с помощью электролиза воды (главным образом, щелочного электролиза, электролиза протонообменной мембраны (PEM) и электролизеров твердого оксида (SOEC)) [22, 23].
Система P2G реализует многообещающий подход к преобразованию энергии в "зеленый" водород, являясь потенциально прибыльной. Ее использование позволяет хранить и повторно использовать водород в качестве топлива для выработки энергии с помощью высокотемпературных паровых турбин или топливных элементов. В отличие от
аккумуляторных батарей топливные элементы могут накапливать большее количество энергии в течение более длительных периодов времени [11]. Также водород может быть введен в сеть природного газа, хотя и с определенными ограничениями, поскольку слишком высокое содержание водорода вызывает технические проблемы и проблемы безопасности. По прогнозам экспертов, к 2050 году затраты на высокотемпературный электролиз могут упасть на 85%. Международное энергетическое агентство (МЭА) связывает будущее снижение затрат с увеличением автоматизации, экономией за счет масштаба, производственных мощностей, а также с технологическими достижениями [24, 25].
На рисунке 1 приведена принципиальная схема водородной электролизной установки с протонообменной мембраной (PEM), обеспечивающей выработку водорода с высокой степенью частоты.
Рис. 1. Принципиальная схема электролизной установки получения водорода: 1 - Источник напряжения, 2 - Трансформатор, 3 - Выпрямитель, 4 - Электролизер, 5 - Сепаратор кислород/вода, 6 -Питательная вода, 7 - Сепаратор водород/вода, 8 -Осушитель, 9 - Емкость для хранения.
Fig. 1. Schematic diagram of an electrolysis hydrogen producing plant: 1 - Voltage Source, 2 - Transformer, 3 - Rectifier, 4 - Electrolyzer, 5 - Oxygen/water separator, 6 - Feed water, 7 - Hydrogen/water separator, 8 - Desiccant, 9 - Storage tank.
Трансформатор и выпрямитель преобразуют поступающий переменный ток во входной постоянный ток при требуемом напряжении. Электролизер основан на технологии протообменной мембраны. Газообразный водород образуется на катоде при давлении 30 бар, кислород образуется на аноде при давлении, близкому к атмосферному. Разделяющая мембрана предотвращает попадание кислорода в поток водорода. Конструкция с перепадом давления обеспечивает безопасную и простую эксплуатацию. Сепаратор водород/вода удаляет воду из водорода и безопасно транспортирует ее обратно в системный резервуар для воды. Осушитель действует на принципе короткоцикловой адсорбции. В нем два попеременно работающих сосуда-адсорбера, заполненных специальным поглотителем (адсорбентом). Адсорбент поглощает влагу из газа. Сосуды-адсорберы работают попеременно - один находится в рабочем цикле, другой - в цикле регенерации. Таким образом, водород осушается до точки росы -75°С. Резервуары для хранения водорода обеспечивают резервное решение при применении с неравномерным потреблением газа.
На рисунке 2 представлена зависимость производительностей различных накопителей и времени их разряда, демонстрирующие неоспоримые преимущества системы P2G для решения задачи выравнивания графика нагрузки электростанции. Так, P2G системы на основе водорода способны обеспечить ежегодную производительность электроэнергии до 1 ТВтч (что эквивалентно мощности энергосистемы до 500 МВт) и обеспечить хранение энергии более месяца [26].
lkWh lOkWh 100 kWh 1 MWh lOMWh 100 MWh lGWh lOGWh 100 GWh lTWh lOTWh lOOTWh Производительность накопителей оперши
Рис. 2. Сравнительный анализ P2G c другими Fig. 2. Comparison of P2G with other energy storage системами накопления энергии по systems by performance and discharge time. производительности и времени разряда.
Для оценки стоимости создания системы производства водорода на ТЭС были выбраны производственно-технические характеристики коммерчески доступной системы P2G,
представленной в таблице 4.
Таблица 4.
_Производственно-технические характеристики электролизной установки P2G_
Модель MC500
Класс 2,5 МВт
Описание Полностью автоматизированный водородный генератор класса MW
Чистая производительность, Нм3/ч 492 Нм3/ч
Чистая производительность, кг/24 ч 1,062 кг/24 ч
Динамический диапазон производственных мощностей от 10 до 100%
Среднее энергопотребление в стеке на объем произведенного Н2 4.5 кВтч/Нм3
Среднее энергопотребление в стеке на массу произведенного Н2 50 кВтч/кг
Чистота (с опционным сушильщиком особой чистоты) 99.9995%
Давление на выходе 30 бар
Время запуска (из выключенного состояния) 8 мин
Время разгона (от минимальной до полной загрузки) 15 сек
Температура окружающей среды (доступны варианты с низкой и высокой температурой окружающей среды) от -20 до 40°С
Электролит Протонообменная мембрана (РЕМ)
Были выбраны следующие характеристики водорода для использования его в качестве топлива:
• Удельная плотность: 0,08988 кг/нм3;
• Теплотворная способность: 119,96 МДж/кг.
Используя эти данные и предполагаемые спецификации системы P2G, можно рассчитать максимальное ежедневное производство водорода и определить потребление электроэнергии при максимальном производстве. Эффективность системы P2G будет определяться как соотношение между внутренней энергией производимого водорода и энергией, вложенной в производство водорода:
Е
Лр 20 (1)
ЕН5
где Еш - энергия водорода, кВтч/кг, Еш - затраченная энергия на производство водорода, кВтч/кг.
3.2 Использование водорода для повышения КПД энергоустановок тепловых электростанций
На сегодняшний день наибольшее распространение на современных тепловых электростанциях получили паротурбинные энергоустановки (ПТУ), которые вырабатывают по различным оценкам до 70% электроэнергии, потребляемой во всем мире. В то же время абсолютный КПД ПТУ не превышает 45%, при этом КПД современных парогазовых установок (ПГУ) достигает 58%. В этой связи необходим поиск решений по дальнейшему увеличению КПД ПТУ [27].
Существует несколько возможных вариантов увеличения энергоэффективности паротурбинных установок.
С одной стороны, можно проводить различные мероприятия, не затрагивающие начальные и конечные параметры термодинамического цикла, т.е. улучшать показатели или вносить изменения в структуру существующих систем, при этом не выходить за границы имеющихся параметров. К таким мероприятиям можно отнести следующее: увеличение внутреннего относительного КПД цилиндров установки, а также КПД котельного агрегата, оптимизация или изменение систем регенеративного подогрева пара и иное. При этом, в связи с высоким достигнутым уровнем эффективности существующих агрегатов и их узлов ТЭС, трудно ожидать значительного увеличения общей эффективности более чем на 0,5-1% даже при значительном повышении эффективности каждого отдельного узла.
С другой стороны, можно повышать энергетическую эффективность установки за счет изменения границ термодинамического цикла: изменение начальных и/или конечных параметров. Например, КПД ПТУ не превышает 45% в связи с тем, что начальные температуры пара для большинства паротурбинных установок находится на уровне 540 - 560 0С и только в некоторых случаях достигают 600 0С. Так, при повышении начального давления пара до 32 МПа и его температуры до 700 0С термический КПД ПТУ возрастает до 52 % [27, 28].
Повышение начальных параметров теплоносителя позволяет обеспечить высокий КПД ПТУ на протяжении всего расчетного срока эксплуатации оборудования. Наиболее перспективными являются технологии внешнего перегрева пара от постороннего источника тепловой энергии, позволяющие повысить мощность и КПД тепловых электростанций, работающих при сверхкритических параметрах пара с его промежуточным перегревом. В этом случае целесообразно отказаться от промежуточного перегрева пара в паровом котле и выделить промежуточный перегреватель в отдельный блок, где в качестве источника тепловой энергии можно использовать водородное топливо [28, 29].
Использование промежуточного перегрева означает присоединение к основному паротурбинному циклу производства электроэнергии добавочного цикла с более высоким уровнем эквивалентной начальной температуры. Соответственно и общий абсолютный КПД паротурбинного блока увеличивается.
Относительный КПД паровой турбины можно определить в виде следующего соотношения:
Ь И - И,
1 = ~г~ = Т-Т- (2)
Ь, К - К
где ккг - энтальпия пара в конце турбины при отсутствии потерь энергии (идеальный цикл), кк -энтальпия за счет потерь в проточной части турбины, Ьг = к0 - кк - реальная удельная работа пара, = к0 - кк: - удельная работа в идеальном цикле.
Отсюда использованный перепад энтальпий в турбине будет равен:
Н = ко - кк = 1т (ко - К ) = 1тН0 (3)
Если удельную полезную работу (Ьг = И1 = к0 - кк:) отнести к количеству удельной теплоты (д1= к0 - к„), то абсолютный внутренний КПД энергоустановки можно определить из выражения:
Н Н
1= — = 1ог-= 1, (4)
Н
где 1 = —0 - абсолютный термический КПД. 9
При введении промежуточного перегрева пара термический КПД паротурбинного цикла будет определяться соотношением:
т= (к0 - К )+(кпп - К )_ Н о""
1 =(ко - к)+{нпп - к )=Нонр +(кп - И:) ()
где h1t - энтальпия пара за цилиндром высокого давления при отсутствии потерь энергии в проточной части турбины (идеальный цикл); - энтальпия питательной воды, hпп - энтальпия пара после промежуточного перегрева; Внр0 - перепад энтальпий в цилиндре высокого давления.
Результаты и обсуждение
В соответствии с рассмотренной методикой расчета и приведенными производственно-техническими характеристиками электролизной установки P2G максимальное потребление электроэнергии системой P2G, необходимое для полной мощности производства водорода (30 Нм3/ч) составит величину Етах = 2 929,5 кВт.
При этом стоимость создания системы P2G на сегодняшний день все еще относительно высока. Структура затрат на внедрение системы P2G производственной мощностью около 300 кВт приведена в таблице 5.
Таблица 5.
Стоимость системы производства водорода вида P2G_
Основные затраты на внедрение системы P2G Ориентировочная стоимость, €
Проектная документация 150 000
Электролизная установка 1 800 000
Строительно-монтажные работы 150 000
Общие затраты 2 100 000
Таким образом, на основе метода аналогий, можно оценить капитальные и эксплуатационные затраты на установку и эксплуатацию рассматриваемой системы P2G. Их соответствующие значения:
• капитальные затраты - 5 250 000 €,
• операционные расходы - 262 500 € в год (5% от капитальных затрат).
Предполагается использование получаемого водорода из системы P2G для
промежуточного перегрева пара с целью повышения КПД паровых турбин тепловой электростанции. Оценка влияния промежуточного перегрева на термический КПД цикла турбин, работающих на сверхкритических параметрах пара при начальном давлении Р0 = 23,5 МПа и начальной температуре ^=560 0С приведена в таблице 6. Для стандартных турбин этого типа (К-300-240, К-800-240) давление пара после промежуточного перегрева составляет 3,42 МПа при температуре = 540 0С. Давление пара за турбиной примем Рс = 4 кПа.
Таблица 6
Оценка влияния промежуточного перегрева на КПД цикла паровых турбин_
Параметр цикла С промежуточным перегревом Без промежуточного перегрева
Энтальпия свежего пара ф0), кДж / кг 3385,9
Энтальпия пара за цилиндром высокого давления кДж / кг 2870,6 -
Энтальпия пара после промежуточного перегрева Фпп), кДж / кг 3542 -
Энтальпия пара в конце турбины кДж / кг 2194,6 1886,3
Энтальпия питательной воды кДж / кг 121
Перепад энтальпий в цилиндре высокого давления Щ™,,), кДж / кг 517,2 -
Перепад энтальпий в цилиндрах среднего и низкого давления (HMP+LP0), кДж / кг 1347,4 -
Общий перепад энтальпий на турбину (Н0), кДж / кг 1864,6 1499,6
Термический КПД, % 47,3 45,9
Таким образом, при введении промежуточного перегрева термический КПД цикла паровой турбины прирастает на 1,37 %, а теоретическая удельная работа турбины увеличивается на 24 %.
Если проводить сравнение рассматриваемых циклов не по термическим, а по абсолютным КПД п с учетом реальных КПД цилиндров, получим следующий выигрыш от применения промежуточного перегрева:
= 0,502 (6) 1 1 Г ' 4 '
к - к
Выигрыш от применения промежуточного перегрева пара может оказаться еще более существенным, если повысить температуру после промежуточного перегрева до величины, при
которой влажность пара за последними ступенями турбины будут отсутствовать (сухой насыщенный пар). Данному условию для принятых начальных параметров пара соответствует температура пара после промежуточного перегрева, равная Шп = 780 0С. Тогда, используя высокотемпературный промежуточный перегрев пара, можно обеспечить повышение КПД паротурбинного цикла на 2,5% по сравнению с существующим уровнем. С учетом регенеративного подогрева воды абсолютный КПД цикла можно увеличить до 50%.
Необходимое количество водорода для использования его в качестве топлива для промежуточного перегрева на ТЭС можно определить из уравнения теплового баланса:
(и + в<2р 1 = Кп (1 + р) (7)
где В - массовый расход водорода, необходимый для перегрева 1 кг пара; О - теплоотводящая способность 1 кг водорода; Псс - КПД камеры сгорания; Р=9В - количество пара, которое образовалось при сжигании В кг водорода.
Отсюда для турбины К-800-240, выпускаемой АО «Силовые машины», с показателями энтальпии кпп = 4097,6 кДж/кг, ^ = 2960 кДж/кг с учетом теплоотводящей способности водорода = 120133 кДж/кг и КПД камеры сгорания псс = 0,96 получаем следующий расход водородного топлива:
В = Тп - И1сс = о,о16 кг / с (8)
0Р1 - 9к
^'оо пп
Также одновременно с повышением КПД при введении высокотемпературного промежуточного перегрева пара водородным топливом происходит увеличение на 21% суммарного располагаемого перепада энтальпий на всю паровую турбину. Другими словами, достигается и увеличение мощности турбины без увеличения расхода пара на 21%. Таким образом, использование промежуточного перегрева пара применительно к турбине К-800-240 позволит увеличить ее мощность до 960 МВт.
Заключение
Водород с каждым годом становится все более важным видом топлива, которое может быть использовано в качестве дополнительного или альтернативного сырья при производстве энергетической продукции на тепловых электростанциях, и позволяющего повысить энергоэффективность производственного процесса и решить проблему недозагрузки генерирующего оборудования в часы провала энергопотребления.
Разработка чистых, устойчивых и конкурентоспособных по стоимости процессов производства водорода методом электролиза имеет особое значение для развития водородной энергетики. Хотя каждая технология производства водорода сталкивается с конкретными техническими проблемами, для большинства технологических вариантов существуют некоторые общие препятствия:
• Качество водорода. Чистота является серьезной проблемой для любого водорода, предназначенного для использования в топливных элементах, в том числе, при хранении водорода и его применении для повышения энергоэффективности производства энергетической продукции. Технологии производства водорода должны либо непосредственно производить водород высокой чистоты, либо включать дополнительные процессы очистки.
• Капитальные и эксплуатационные затраты. Существующие капитальные затраты на многие технологии производства водорода значительно выше, чем на другие виды топлива. На данный момент идет работа по снижению этих затрат на основе принципа проектирования для производства, в рамках которого определяются лучшие материалы, уменьшается количество необходимых деталей, проектируются упрощенные системы для массового производства водорода. Эксплуатационные расходы также должны снижаться по мере того, как разработчики оборудования снизят требования к техническому обслуживанию и трудозатратам, а также повысят производительность и интеграцию оборудования.
• Безопасность. Технологии производства водорода должны соответствовать самым строгим требованиям безопасности. Процесс выдачи разрешений требует доказанной надежности и гарантий.
• Экологичность. В настоящее время основным источником производства водорода является ископаемое топливо. Его использование при низких затратах позволяет получать высокую эффективность при производстве водорода. Основные недостатки получения водорода из природных топлив - выбросы в атмосферу больших количествах С02, утилизация которого требует значительных затрат.
Применение методов электролиза на тепловых электростанциях в часы провала нагрузки позволяет решить большинство выше обозначенных проблем. Основным шагом для преобразования избыточной электроэнергии в водород является модернизация существующего
технологического оборудования ТЭС с внедрением системы P2G, включающей электролизер, систему буферных резервуаров водорода/кислорода и систему хранения перед распределением водорода конечным потребителям или дальнейшим его использованием для повышения КПД паротурбинных энергоустановок.
По приведенным оценкам капитальные затраты на инсталляцию системы P2G 2,5 МВт составят ориентировочно 473 млн руб. Операционные затраты на производство водорода, в первую очередь, определяются стоимостью электроэнергии. За основу ценообразования электроэнергии был принят график нагрузки паротурбинной ТЭЦ, характеризующийся зависимостью производства электроэнергии от производства тепла. Считалось, что в период провала спроса на электроэнергию, она расходовалась на выработку водорода с помощью электролизной установки. Объем необходимого для производства водорода рассчитывался с целью его дальнейшего использования для промежуточного перегрева в высокотемпературной паротурбинной установке. Расход водородного топлива в высокотемпературной паротурбинной установке составил 0,016 кг/c. При постоянном объеме производства водородного топлива годовые расходы в стоимостном выражении на его получение с учетом затрат на обслуживание составили величину 93 млн руб. Доходная часть обеспечивается за счет экономии топлива, получаемой через прирост КПД турбоустановки при применении промежуточного перегрева водородным топливом. При принятом приросте КПД в 2,5%, удельном расходе топлива 374 г.у.т./кВтч и стоимости природного газа в 2022 году - 6 320,6 руб./тыс. м3 годовая экономия топлива в денежном выражении составила 172 млн руб. Таким образом, срок окупаемости P2G системы по не дисконтированному денежному потоку составит около 6 лет. Также следует отметить, что при замещении водородом природного газа сжигание каждой тонны водорода снизит выбросы СО2 на 6,8 тонн, а увеличение КПД энергоустановки на 2,5% за счет промежуточного перегрева водородным топливом позволит уменьшить удельные выбросы СО2 ориентировочно на величину - 25 кг/МВтч.
Водород является наиболее перспективным источником тепловой энергии для высокотемпературного перегрева пара в энергоустановках. Его применение позволит не только повысить КПД паротурбинного цикла, но и обеспечить экологичность производства электроэнергии. На первом этапе водородное топливо может быть использовано для перегрева пара в паротурбинных блоках. Основной особенностью такого перегрева пара является процесс сжигания водорода непосредственно в паровой среде. В технологическом плане эта проблема не представляет особых сложностей, так как она может быть решена путем использования камер сгорания, аналогичных камерам сгорания газотурбинных двигателей.
Литература
1. Попадько Н. В., Панков С. В., Попадько А. М. Водородная энергетика: этапы развития, проблемы и перспективы //Инновации и инвестиции. 2020. №. 1. С. 293-296.
2. Мастепанов А. М. Водородная энергетика России: состояние и перспективы //Энергетическая политика. 2020. №. 12 (154). С. 54-65.
3. Соловьев Д. А. Направления развития водородных энергетических технологий //Энергетическая политика. 2020. №. 3 (145). С. 64-71.
4. Гольцова Л. Ф. Мировое водородное движение: научные сообщества по водородной энергетике и водородному материаловедению - исторические и современные аспекты (обзор) //Альтернативная энергетика и экология. 2014. №. 1(141). С. 198-211.
5. Мастепанов А. М., Хирофуми А. Основные проекты водородной стратегии Японии и их потенциальное влияние на перспективы развития нефтегазовой отрасли России //Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2020. №. 12. С. 45-54.
6. Басниев К. С., Выродова И. В., Бадюк Е. А. Современное состояние и перспективы развития водородной энергетики в мире //Наука и техника в газовой промышленности. 2008. №. 3. С. 3-5.
7. Пономарев-Степной Я. Я., Столяревский А. Я. Атомно-водородная энергетика //Альтернативная энергетика и экология. 2004. №. 3. С. 5-10.
8. Аминов Р. З., Байрамов А. Н., Гариевский М. В. Оценка системной эффективности атомно-водородного энергетического комплекса //Теплоэнергетика. 2019. №. 3. С. 57-71.
9. Месяц Г. А., Прохоров М. Д. Водородная энергетика и топливные элементы //Вестник Российской академии наук. 2004. №. 7(74). С. 579-590.
10. Лисин Е.М., Курдюкова Г.Н., Коновалова О.Г., Замешаева И.С. Исследование конкурентоспособности инновационных решений в области использования водородного топлива на тепловых электростанциях // Экономика и предпринимательство. 2021. № 9 (134). С. 855-861.
11. Филиппов С. П., Голодницкий А. Э., Кашин А. М. Топливные элементы и водородная энергетика //Энергетическая политика. 2020. №. 11 (153). С. 28-39.
12. Марьин Г. Е., Осипов Б. М., Ахметшин А. Р. Исследование применения водорода в качестве топлива для улучшения энергетических и экологических показателей работы газотурбинных установок //Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики. 2021. №. 2. С. 84-92.
13. Соболев А. С., Макаревич Е. В., Олейникова Е. Н. Обзор состояния генерирующего оборудования отечественной энергетики и формирование новых подходов к решению задачи повышения эффективности работы энергообъектов //Новое в российской электроэнергетике. 2018. №. 4. С. 29-45.
14. Счастливцев, А. И., Дуников, Д. О., Борзенко, В. И., Шматов, Д. П. Водородно-кислородные установки для энергетики //Теплофизика высоких температур. 2020. №. 5. С. 809822.
15. Kumar S. S., Himabindu V. Hydrogen production by PEM water electrolysis-A review //Materials Science for Energy Technologies. 2019. №. 3. pp. 442-454.
16. Nicita A., Maggio G., Andaloro A., Squadrito G. Green hydrogen as feedstock: Financial analysis of a photovoltaic-powered electrolysis plant //International Journal of Hydrogen Energy. 2020. №. 20. pp. 11395-11408.
17. Филимонова А. А., Чичиров А. А., Чичирова Н. Д., Филимонов А. Г., Куличихин В. В. Современные направления развития водородных энергетических технологий //Надежность и безопасность энергетики. 2019. №. 2. С. 89-96.
18. Попов А. Б. О первом в мире проекте интегрированной установки для превращения водородной энергии в электроэнергию //Энергетика за рубежом. Приложение к журналу Энергетик. 2021. №. 2. С. 45-54.
19. Степанов В. С., Степанова Т. Б., Старикова Н. В. Использование термодинамических пределов в энергетических исследованиях //Вестник Иркутского государственного технического университета. 2019. №. 1 (144). С. 124-136.
20. Лисин Е., Рогалев Н., Оклей П. Разработка модели оценки влияния структуры производственных мощностей энергосистемы на региональную энергобезопасность //Terra Economicus. 2019. №. 2. С. 96-107.
21. Лисин Е. М., Балахонов С. Ю., Бологова В. В., Лозенко В. К. Экономическая оценка перспектив инновационного развития энергомашиностроительной отрасли //Инновации в менеджменте. 2017. №. 2. С. 22-31.
22. Thema M., Bauer F., Sterner M. Power-to-Gas: Electrolysis and methanation status review //Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2019. Vol. 112. pp. 775-787.
23. Ozturk M., Dincer I. A comprehensive review on power-to-gas with hydrogen options for cleaner applications //International Journal of Hydrogen Energy. 2021. №. 62. pp. 31511-31522.
24. Бучнев О. А., Бучнев А. О. Стимулирование рынка возобновляемой энергии в условиях ресурсных ограничений: поддержка среднего класса и решение государственных задач //Научные труды Вольного экономического общества России. 2019. №. 5. С. 235-256.
25. Калашников В. И., Левшов А. В., Ткаченко С. Н. Накопление возобновляемой электрической энергии-проблемы и перспективы развития //Electrotechnic and Computer Systems. 2014. №. 15 (91). С. 20-23.
26. Moore J., Shabani B. A critical study of stationary energy storage policies in Australia in an international context: the role of hydrogen and battery technologies //Energies. 2016. №. 9. p. 674.
27. Лозенко, В. К., Михеев, Д. В., Оклей, П. И., Рогалев, А. Н. Эволюция ключевого показателя эффективности мощных парогазовых установок //Микроэкономика. 2015. №. 4. С. 58-61.
28. Вассерман А. А., Слынько А. Г. Повышение экономичности паротурбинных установок //Технические газы. 2018. №. 1. С. 49-52.
29. Мильман О. О., Шифрин Б. А. Высокотемпературная паротурбинная установка на природном газе // Материалы семинара лаборатории ВЭТ ОИВТ РАН. 2017. №. 1. С. 143-149.
Авторы публикации
Лисин Евгений Михайлович - д-р экон. наук, профессор кафедры экономики в энергетике и промышленности НИУ «МЭИ», г. Москва.
Паршина Александра Сергеевна - магистрант, НИУ «МЭИ», г. Москва.
Замешаева Ирина Сергеевна - соискатель кафедры экономики в энергетике и промышленности НИУ «МЭИ», г. Москва.
Мусаева Диана Эркиновна - канд. экон. наук, доцент кафедры экономики в энергетике и промышленности НИУ «МЭИ», г. Москва.
References
1. Popadko N.V., Pankov S.V., Popadko A.M. Hydrogen energy: stages of development, problems and prospects // Innovations and investments. 2020. no. 1. pp. 293-296. (In Russ.)
2. Mastepanov A. M. Hydrogen energy in Russia: state and prospects // Energy policy. 2020. no. 12(154). pp. 54-65. (In Russ.)
3. Solovyov D.A. Directions for the development of hydrogen energy technologies // Energy policy. 2020. no. 3 (145). pp. 64-71. (In Russ.)
4. Goltsova L.F. World hydrogen movement: scientific communities on hydrogen energy and hydrogen materials science - historical and modern aspects (review) // Alternative Energy and Ecology. 2014. no. 1(141). pp. 198-211. (In Russ.)
5. Mastepanov A.M., Hirofumi A. The main projects of the hydrogen strategy of Japan and their potential impact on the prospects for the development of the oil and gas industry in Russia // Problems of economics and management of the oil and gas complex. 2020. no. 12. pp. 45-54. (In Russ.)
6. Basniev K.S., Vyrodova I.V., Badyuk E.A. Modern state and prospects for the development of hydrogen energy in the world // Science and technology in the gas industry. 2008. no. 3. pp. 3-5. (In Russ.)
7. Ponomarev-Stepnoy Ya. Ya., Stolyarevsky A.Ya. Nuclear-hydrogen energy // Alternative energy and ecology. 2004. no. 3. pp. 5-10. (In Russ.)
8. Aminov R.Z., Bairamov A.N., Garievsky M.V. Evaluation of the systemic efficiency of the atomic hydrogen energy complex. 2019. no. 3. pp. 57-71. (In Russ.)
9. Mesyats G. A., Prokhorov M. D. Hydrogen energy and fuel cells // Bulletin of the Russian Academy of Sciences. 2004. no. 7(74). pp. 579-590. (In Russ.)
10. Lisin E.M., Kurdyukova G.N., Konovalova O.G., Zameshaeva I.S. Study of the competitiveness of innovative solutions in the field of the use of hydrogen fuel at thermal power plants // Economics and Entrepreneurship. 2021. no. 9 (134). pp. 855-861. (In Russ.)
11. Filippov S. P., Golodnitsky A. E., Kashin A. M. Fuel cells and hydrogen energy // Energy policy. 2020. no. 11 (153). pp. 28-39. (In Russ.)
12. Mar'in G. E., Osipov B. M., Akhmetshin A. R. Investigation of the use of hydrogen as a fuel to improve the energy and environmental performance of gas turbine installations. Energy problems. 2021. no. 2. pp. 84-92. (In Russ.)
13. Sobolev A. S., Makarevich E. V., Oleinikova E. N. Review of the state of the generating equipment of the domestic energy industry and the formation of new approaches to solving the problem of improving the efficiency of power facilities // New in the Russian electric power industry. 2018. no. 4. pp. 29-45. (In Russ.)
14. Schastlivtsev, A. I., Dunikov, D.O., Borzenko, V. I., Shmatov, D. P. Hydrogen-oxygen installations for power engineering // Thermal Physics of High Temperatures. 2020. no. 5. pp. 809822. (In Russ.)
15. Kumar S. S., Himabindu V. Hydrogen production by PEM water electrolysis-A review //Materials Science for Energy Technologies. 2019. №. 3. pp. 442-454.
16. Nicita A., Maggio G., Andaloro A., Squadrito G. Green hydrogen as feedstock: Financial analysis of a photovoltaic-powered electrolysis plant //International Journal of Hydrogen Energy. 2020. №. 20. pp. 11395-11408.
17. Filimonova A.A., Chichirov A.A., Chichirova N.D., Filimonov A G., Kulichikhin V. V. Modern trends in the development of hydrogen energy technologies. 2019. no. 2. pp. 89-96. (In Russ.)
18. Popov A. B. On the world's first project of an integrated installation for converting hydrogen energy into electricity // Energy abroad. Supplement to Energetik magazine. 2021. no. 2. pp. 45-54. (In Russ.)
19. Stepanov V. S., Stepanova T. B., Starikova N. V. The use of thermodynamic limits in energy research // Bulletin of the Irkutsk State Technical University. 2019. no. 1 (144). pp. 124-136. (In Russ.)
20. Lisin E., Rogalev N., Okley P. Development of a model for assessing the impact of the structure of production capacities of the energy system on regional energy security //Terra Economicus. 2019. no. 2. pp. 96-107. (In Russ.)
BecmnuK Rr3Y, 2022, moM 14, №2 (54)
21. Lisin E. M., Balakhonov S. Yu., Bologova V. V., Lozenko V. K. Economic assessment of the prospects for innovative development of the power engineering industry // Innovations in management. 2017. no. 2. pp. 22-31. (In Russ.)
22. Thema M., Bauer F., Sterner M. Power-to-Gas: Electrolysis and methanation status review //Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2019. Vol. 112. pp. 775-787.
23. Ozturk M., Dincer I. A comprehensive review on power-to-gas with hydrogen options for cleaner applications //International Journal of Hydrogen Energy. 2021. №. 62. pp. 31511-31522.
24. Buchnev O. A., Buchnev A. O. Stimulating the renewable energy market under resource constraints: supporting the middle class and solving state problems // Scientific works of the Free Economic Society of Russia. 2019. no. 5. pp. 235-256. (In Russ.)
25. Kalashnikov V. I., Levshov A. V., Tkachenko S. N. Accumulation of renewable electrical energy - problems and development prospects // Electrotechnical and Computer Systems. 2014. no. 15(91). pp. 20-23. (In Russ.)
26. Moore J., Shabani B. A critical study of stationary energy storage policies in Australia in an international context: the role of hydrogen and battery technologies //Energies. 2016. №. 9. p. 674.
27. Lozenko, V. K., Mikheev, D. V., Oklei, P. I., Rogalev, A. N. Evolution of the key indicator of the efficiency of powerful combined-cycle plants // Microeconomics. 2015. no. 4. pp. 58-61. (In Russ.)
28. Wasserman A. A., Slynko A. G. Improving the efficiency of steam turbine installations // Technical gases. 2018. no. 1. pp. 49-52. (In Russ.)
29. Milman O. O., Shifrin B. A. High-temperature steam turbine plant running on natural gas // Proceedings of the seminar of the laboratory VET JIHT RAS. 2017. no. 1. pp. 143-149. (In Russ.)
Authors of the publication
Evgeny Lisin - National Research University "Moscow Power Engineering Institute", Moscow.
Alexandra Parshina -National Research University "Moscow Power Engineering Institute", Moscow.
Irina Zameshaeva -National Research University "Moscow Power Engineering Institute", Moscow. Diana Musaeva - National Research University "Moscow Power Engineering Institute", Moscow.
nonyneHO 12.05.2022г.
OmpedahmupoeaHO 18.05.2022г.
npuHHmo 18.05.2022г.
