Теплоэнергетика, 2024, № 2, стр. 33-51
Оценка эффективности участия АЭС в покрытии пиковых электрических нагрузок на основе водородных технологий
Р. З. Аминов a, *, **, А. Н. Егоров a, А. Н. Байрамов a
a Федеральный исследовательский центр “Саратовский научный центр Российской академии наук”
410028 г. Саратов, Рабочая ул., д. 24, Россия
* E-mail: oepran@inbox.ru
** E-mail: wwwean@gmail.com
Поступила в редакцию 06.04.2023
После доработки 12.08.2023
Принята к публикации 30.08.2023
Полные тексты статей выпуска доступны в ознакомительном режиме только авторизованным пользователям.
Аннотация
Одна из целей Энергетической стратегии России до 2035 г. – развитие водородной энергетики, а именно – достижение мирового лидерства по экспорту водорода, полученного при использовании энергии возобновляемых источников и АЭС. Дальнейшее развитие атомной энергетики предполагает его выработку на действующих АЭС. Один из реальных примеров – производство водорода методом электролиза воды на Кольской АЭС. В настоящее время ведутся активные исследования в области водородной энергетики, развиваются эффективные технологии электролиза воды и обратимые топливные элементы (ОТЭ), которые находят применение в том числе в системах децентрализованного энергоснабжения. Достигнутый общий КПД, равный 37.18 и 49.80%, при удельных капиталовложениях в диапазонах 1595–2050 и 1828–2396 дол/кВт в ОТЭ с твердополимерным и твердооксидным электролитом соответственно позволяет рассматривать их в качестве средств аккумулирования электроэнергии в часы ее сниженной выработки (внепиковой) на АЭС. Разработана универсальная (обобщенная) схема использования водородных технологий на АЭС на основе комбинирования систем “горячего” сжигания водорода в кислородной среде с получением водяного пара высоких параметров (температурой до 3600 К при давлении 6 МПа) и “холодного” сжигания водорода в топливных элементах, в том числе обратимых. Проведена сравнительная оценка технико-экономической эффективности производства пиковой электроэнергии на основе предложенных вариантов водородных технологий, применяемых на АЭС. Определены капитальные вложения в ОТЭ, при которых обеспечивается равная технико-экономическая эффективность производства пиковой электроэнергии при реализации рассмотренных вариантов. Разработаны номограммы для определения себестоимости производства электроэнергии в часы пиковой нагрузки в зависимости от тарифов и объемов ее потребления во внепиковый период, а также капитальных вложений в ОТЭ. Как показали расчеты, себестоимость ее производства составляет 1.52–2.93 руб/(кВт · ч). Учет полезного срока службы ОТЭ приводит к существенному увеличению себестоимости – она варьируется от 3.74 до 6.53 руб/(кВт · ч).
Полные тексты статей выпуска доступны в ознакомительном режиме только авторизованным пользователям.
Список литературы
Митрова Т., Мельников Ю., Чугунов Д. Водородная экономика – путь к низкоуглеродному развитию. М.: Школа управления “Сколково”, 2019.
Энергетическая стратегия России на период до 2035 г. М.: Правительство России, 2020.
Головин Р.А. Стратегия деятельности Госкорпорации “Росатом”. М., 2018.
Стандарт организации ОАО СО ЕЭС. Нормы участия энергоблоков атомных электростанций в нормированном первичном регулировании частоты. СО ЕЭС, 2013.
Elder R., Allen R. Nuclear heat for hydrogen production: Coupling a very high/high temperature reactor to a hydrogen production plant // Prog. Nucl. Energy. 2009. V. 51. Is. 3. P. 500–525. https://doi.org/10.1016/j.pnucene.2008.11.001
Coleman J., Bragg-Sitton S., Dufek E. An evaluation of energy storage options for nuclear power. International Atomic Energy Agency, 2017.
Comparative analysis of associated cost of nuclear hydrogen production using IAEA hydrogen cost estimation program / R.J. Soja, M.B. Gusau, U. Ismaila, N.N. Garba // Int. J. Hydrogen Energy. 2023. V. 48. Is. 61. P. 23 373–23 386. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2023.03.133
Toward to hydrogen energy of electric power: characteristics and main case studies in Shenzhen / Z. Deng, J. Du, J. Tian, Z. Gan, B. Wang, C. Zhao // Processes. 2023. V. 11. No. 3. P. 728–749. https://doi.org/10.3390/pr11030728
Аминов Р.З., Байрамов А.Н. Современное состояние и перспективы производства водорода на АЭС // Теплоэнергетика. 2021. № 9. С. 3–13. https://doi.org/10.1134/S0040363621080014
Egorov A.N. Efficiency of off-peak electricity conversion at nuclear power plants using reversible fuel cells: Report on the Intern. Conf. on Automatics and Energy (ICAE 2021). Vladivostok, Russia, 7–8 Oct. 2021 // J. Phys.: Conf. Ser. 2021. V. 2096. P. 012193. https://doi.org/10.1088/1742-6596/2096/1/012193
Egorov A.N., Yurin V.E. Comprehensive methodology for identifying tariff zones of efficiency of hydrogen-thermal accumulation system at the NPP // Int. J. Hydrogen Energy. 2021. V. 46. Is. 69. P. 34097–34104. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.08.030
Wei M., Levis G., Mayyas A. Reversible fuel cell cost analysis. US: Lowrence Berkeley National Laboratory; Department of Energy’s Fuel Cell Technologies Office, 2020.
Directly sputtered nickel electrodes for alkaline water electrolysis / W. Han, I. Kim, M. Kim, C.W. Chul, S.-K. Kim, J.H. Joo, Y.-W. Lee, Y. Cho, H.-S. Cho, C.-H. Kim // Electrochim. Acta. 2021. V. 386. P. 138458. https://doi.org/10.1016/j.electacta.2021.138458
Jang D., Cho H.-S., Kang S. Numerical modeling and analysis of the effect of pressure on the performance of an alkaline water electrolysis system // Appl. Energy. 2021. V. 287. P. 116554. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.116554
Numerical modeling and analysis of the temperature effect on the performance of an alkaline water electrolysis system / D. Jang, W. Choi, H.-S. Cho, W.C. Cho, C.H. Kim, S. Kang // J. Power Sources. 2021. V. 506. P. 230106. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2021.230106
Additive manufacturing of bipolar plates for hydrogen production in proton exchange membrane water electrolysis cells / M. Sánchez-Molina, E. Amores, N. Rojas, M. Kunowsky // Int. J. Hydrogen Energy. 2021. V. 46. Is. 79. P. 38983–38991. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.09.152
Ionomer-free nickel-iron bimetallic electrodes for efficient anion exchange membrane water electrolysis / E. López-Fernández, C. Gómez-Sacedón, J. Gil-Rostra, J.P. Espinós, A.R. González-Elipe, F. Yubero, A. de Lucas-Consuegra // Chem. Eng. J. 2022. V. 433. Part 3. P. 133774. https://doi.org/10.1016/j.cej.2021.133774
Kamiel S.G., Rami S.E., Zamfirescu C. Technoeconomics of large-scale clean hydrogen production – A review // Int. J. Hydrogen Energy. 2022. V. 47. Is. 72. P. 30788–30798. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.10.081
Cho H.H., Strezov V., Evans T.J. A review on global warming potential, challenges and opportunities of renewable hydrogen production technologies // Sustainable Mater. Technol. 2023. V. 35. P. e00567. https://doi.org/10.1016/j.susmat.2023.e00567
Dash S.K., Chakraborty S., Elangovan D. A brief review of hydrogen production methods and their challenges // Energies. 2023. V. 16. Is. 3. P. 1141. https://doi.org/10.3390/en16031141
Single-phase La0.8Sr0.2Co1 –xMnxO3 – δ electrocatalyst as a triple H+/O2–/e– conductor enabling high-performance intermediate-temperature water electrolysis / N. Wang, C. Tang, L. Du, Z.-Q. Liu, W. Li, Z. Song, Y. Aoki, S. Ye // J. Materiomics. 2022. V. 8. Is. 5. P. 1020–1030. https://doi.org/10.1016/j.jmat.2022.02.012
Nanostructured transition metal nitrides as emerging electrocatalysts for water electrolysis: status and challenges / L. Lin, S. Piao, Y. Choi, L. Lyu, H. Hong, D. Kim, J. Lee, W. Zhang, Y. Piao // Energy Chem. 2022. V. 4. Is. 2. P. 100072. https://doi.org/10.1016/j.enchem.2022.100072
One-step controllable fabrication of 3D structured self-standing Al3Ni2/Ni electrode through molten salt electrolysis for efficient water splitting / Z. Hua, X. Wu, Z. Zhu, J. He, S. He, H. Liu, L. Xu, Y. Yang, Z. Zhao // Chem. Eng. J. 2022. V. 427. P. 131743. https://doi.org/10.1016/j.cej.2021.131743
Cho K.M., Deshmukh P.R., Shin W.G. Hydrodynamic behavior of bubbles at gas-evolving electrode in ultrasonic field during water electrolysis // Ultrason. Sonochem. 2021. V. 80. P. 105796. https://doi.org/10.1016/j.ultsonch.2021.105796
H2SO4-doped polybenzimidazole membranes for hydrogen production with acid-alkaline amphoteric water electrolysis / L. Wan, Z. Xu, P. Wang, Y. Lin, B. Wang // J. Membrane Sci. 2021. V. 618. P. 118642. https://doi.org/10.1016/j.memsci.2020.118642
Novel polybenzimidazole/graphitic carbon nitride nanosheets composite membrane for the application of acid-alkaline amphoteric water electrolysis / B. Lv, Z. Shao, Z. Luan, Z. Huang, S. Sun, Y. Teng, C. Miu, Q. Gao // J. Energy Chem. 2022. V. 64. P. 607–614. https://doi.org/10.1016/j.jechem.2021.05.009
$Fe_{3}^{ + }$-mediated coal-assisted water electrolysis for hydrogen production: Roles of mineral matter and oxygen-containing functional groups in coal / S. Chen, W. Zhou, Y. Ding, G. Zhao, J. Gao // Energy. 2021. V. 220. P. 119677. https://doi.org/10.1016/j.energy.2020.11967710.1016/j.energy.2020.119677
Theoretical and experimental analysis of an asymmetric high pressure PEM water electrolyser up to 155 bar / M. Sartory, E. Wallnöfer-Ogris, P. Salman, T. Fellinger, M. Justl, A. Trattner, M. Klell // Int. J. Hydrogen Energy. 2017. V. 42. Is. 52. P. 30493–30508. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2017.10.112
Pressurized PEM water electrolysis: Efficiency and gas crossover / M. Schalenbach, M. Carmo, D.L. Fritz, J. Mergel, D. Stolten // Int. J. Hydrogen Energy. 2013. V. 38. Is. 35. P. 14921–14933. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2013.09.013
Economic feasibility studies of high pressure PEM water electrolysis for distributed H2 refueling stations / B. Lee, J. Heo, S. Kim, C. Sung, C. Moon, S. Moon, H. Lim // Energy Convers. Manage. 2018. V. 162. P. 139–144. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2018.02.041
Strengthening external magnetic fields with activated carbon graphene for increasing hydrogen production in water electrolysis / Purnami, N. Hamidi, M.N. Sasongko, D. Widhiyanuriyawan, I.N.G. Wardana // Int. J. Hydrogen Energy. 2020. V. 45. Is. 38. P. 19370–19380. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.05.148
Porous electrode improving energy efficiency under electrode-normal magnetic field in water electrolysis / H. Liu, H. Xu, L. Pan, D. Zhong, Y. Liu // Int. J. Hydrogen Energy. 2019. V. 44. Is. 41. P. 22780–22786. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2019.07.024
Experimental and numerical investigation of gas–liquid flow in water electrolysis under magnetic field / H. Liu, L. Pan, Q. Qin, P. Li // J. Electroanal. Chem. 2019. V. 832. P. 293–302. https://doi.org/10.1016/j.jelechem.2018.11.020
Techno-economic analysis and Monte Carlo simulation of green hydrogen production technology through various water electrolysis technologies / D. Jang, J. Kim, D. Kim, W.-B. Han, S. Kang // Energy Convers. Manage. 2022. V. 258. P. 115499. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2022.115499
High-performance and durable water electrolysis using a highly conductive and stable anion-exchange membrane / S.Y. Kang, J.E. Park, G.Y. Jang, O.-H. Kim, O.J. Kwon, Y.-H. Cho, Y.-E. Sung // Int. J. Hydrogen Energy. 2022. V. 47. Is. 15. P. 9115–9126. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2022.01.002
Wan L., Xu Z., Wang B. Green preparation of highly alkali-resistant PTFE composite membranes for advanced alkaline water electrolysis // Chem. Eng. J. 2021. V. 426. P. 131340. https://doi.org/10.1016/j.cej.2021.131340
A 25 kW high temperature electrolysis facility for flexible hydrogen production and system integration studies / J.E. O’Briena, J.L. Hartvigsen, R.D. Boardman, J.J. Hartvigsen, D. Larsen, S. Elangovan // Int. J. Hydrogen Energy. 2020. V. 45. Is. 32. P. 15796–15804. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.04.074
A detailed techno-economic analysis of heat integration in high temperature electrolysis for efficient hydrogen production / A. Buttler, R. Koltun, R. Wolf, H. Spliethoff // Int. J. Hydrogen Energy. 2015. V. 40. Is. 1. P. 38–50. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2014.10.048
Life cycle cost and sensitivity analysis of a hydrogen system using low-price electricity in China / Y. Li, D.W. Chen, M. Liu, R.Z. Wang // Int. J. Hydrogen Energy. 2017. V. 42. Is. 4. P. 1899–1911. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2016.12.149
Techno-economic assessment of various hydrogen production methods – A review / R.Y. Kannah, S. Kavitha, O. Preethi, P. Karthikeyan, G. Kumar, N.V. Dai-Viet, J.R. Banu // Bioresour. Technol. 2021. V. 319. P. 124175. https://doi.org/10.1016/j.biortech.2020.124175
Li Y., Taghizadeh-Hesary F. The economic feasibility of green hydrogen and fuel cell electric vehicles for road transport in China // Energy Policy. 2022. V. 160. P. 112703. https://doi.org/10.1016/j.enpol.2021.112703
Hosseini S.E. Hydrogen and fuel cells in transport road, rail, air and sea // Compr. Renewable Energy. 2nd Ed. 2022. V. 4. P. 317–342. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-819727-1.00005-4
Review on the safety analysis and protection strategies of fast filling hydrogen storage system for fuel cell vehicle application / C. Zhang, X. Cao, P. Bujlo, B. Chen, X. Zhang, X. Sheng, C. Liang // J. Energy Storage. 2022. V. 45. P. 103451.
Hydrogen production using solar energy and injection into a solid oxide fuel cell for CO2 emission reduction; thermoeconomic assessment and tri-objective optimization / Y. Cao, H.A. Dhahad, A.G. ABo-Khalil, K. Sharma, A.H. Mohammed, A.E. Anqi, A.S. El-Shafay // Sustainable Energy Technol. Assess. 2022. V. 50. P. 101767. https://doi.org/10.1016/j.seta.2021.101767
Seyam S., Dincer I., Agelin-Chaab M. Analysis of a newly developed locomotive engine employing sustainable fuel blends with hydrogen // Fuel. 2022. V. 319. P. 123748. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2022.123748
Influence of air distribution on combustion characteristics of a micro gas turbine fuelled by hydrogen-doped methane / J. Lu, Z. Fu, J. Liu, W. Pan // Energy Rep. 2022. V. 8. Supplement 2. P. 207–216. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.11.027
Ilbas M., Kumuk O., Karyeyen S. Modelling of the gas-turbine colorless distributed combustion: An application to hydrogen enriched – kerosene fuel // Int. J. Hydrogen Energy. 2022. V. 47. Is. 24. P. 12354–12364. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.06.228
Investigation on combustion characteristics and emissions of biogas/hydrogen blends in gas turbine combustors / S. Benaissa, B. Adouane, S.M. Ali, S.S. Rashwan, Z. Aouachria // Therm. Sci. Eng. Prog. 2022. V. 27. P. 101178. https://doi.org/10.1016/j.tsep.2021.101178
Ammonia-hydrogen-air gas turbine cycle and control analyses / O.F. Aalrebei, A.H. Al Assaf, A. Amhamed, N. Swaminathan, S. Hewlett // Int. J. Hydrogen Energy. 2022. V. 47. Is. 13. P. 8603–8620. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2021.12.190
Economics of the Li-ion batteries and reversible fuel cells as energy storage systems when coupled with dynamic electricity pricing schemes / A.A. Mayyas, A. Chadly, S.T. Amer, E. Azar // Energy. 2022. V. 239. Part A. P. 121941. https://doi.org/10.1016/j.energy.2021.121941
Techno-economic analysis of energy storage systems using reversible fuel cells and rechargeable batteries in green buildings / A. Chadly, E. Azar, M. Maalouf, W. Altawafshih, A. Mayyas // Energy. 2022. V. 247. P. 123466. https://doi.org/10.2139/ssrn.3972240
Amicabile S., Testi M., Crema L. Design and modeling of a hybrid reversible solid oxide fuel cell – organic Rankine cycle // Energy Procedia. 2017. V. 129. P. 331–338. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2017.09.202
Techno-economic assessment of reversible solid oxide cell integration to renewable energy systems at building and district scale / M. Lamagna, B. Nastasi, D. Groppi, C. Rozain, M. Manfren, D.A. Garcia // Energy Convers. Manage. 2021. V. 235. P. 113993. https://doi.org/10.1016/j.enconman.2021.113993
Байрамов А.Н., Ермолаев С.А. Разработка методики оценки амортизационных затрат установки с бифункциональными электрохимическими элементами в составе водородного комплекса при комбинировании с АЭС // Сб. докл. XIV Междунар. науч.-техн. конф. “Совершенствование энергетических систем и теплоэнергетических комплексов”. Саратов, 30 окт. – 2 нояб. 2018. С. 60–68.
Аминов Р.З, Шкрет А.Ф., Гариевский М.В. Тепловые и атомные электростанции: конкурентоспособность в новых экономических условиях // Теплоэнергетика. 2017. № 5. С. 5–15. https://doi.org/10.1134/S0040363617050010
Аминов Р.З, Байрамов А.Н., Гариевский М.В. Оценка системной эффективности атомно-водородного энергетического комплекса // Теплоэнергетика. 2019. № 3. С. 57–71. https://doi.org/10.1134/S0040363619030019
Аминов Р.З., Гариевский М.В. Оценка эффективности АЭС при использовании аккумуляторов фазового перехода // Теплоэнергетика. 2023. № 2. С. 78–89. https://doi.org/10.56304/S0040363623020017
Аминов Р.З. Байрамов А.Н., Гариевский М.В. Оценка системной эффективности многофункционального водородного комплекса на АЭС // Альтернативная энергетика и экология: Междунар. науч. журн. 2019. № 13–15. С. 24–39.
Дополнительные материалы отсутствуют.
Инструменты
Теплоэнергетика