1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Теплоэнергетика
  4. № 2, 2024

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

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).

Ключевые слова: водородная энергетика, атомная энергетика, электролиз воды, аккумулирование энергии, топливные элементы

Список литературы

  1. Митрова Т., Мельников Ю., Чугунов Д. Водородная экономика – путь к низкоуглеродному развитию. М.: Школа управления “Сколково”, 2019.

  2. Энергетическая стратегия России на период до 2035 г. М.: Правительство России, 2020.

  3. Головин Р.А. Стратегия деятельности Госкорпорации “Росатом”. М., 2018.

  4. Стандарт организации ОАО СО ЕЭС. Нормы участия энергоблоков атомных электростанций в нормированном первичном регулировании частоты. СО ЕЭС, 2013.

  5. 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

  6. Coleman J., Bragg-Sitton S., Dufek E. An evaluation of energy storage options for nuclear power. International Atomic Energy Agency, 2017.

  7. 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

  8. 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

  9. 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

  10. 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

  11. 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

  12. 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.

  13. 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

  14. 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

  15. 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

  16. 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

  17. 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

  18. 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

  19. 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

  20. 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

  21. 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

  22. 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

  23. 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

  24. 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

  25. 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

  26. 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

  27. $Fe_{3}^{ + }$-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

  28. 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

  29. 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

  30. 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

  31. 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

  32. 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

  33. 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

  34. 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

  35. 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

  36. 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

  37. 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

  38. 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

  39. 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

  40. 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

  41. 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

  42. 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

  43. 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.

  44. 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

  45. 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

  46. 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

  47. 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

  48. 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

  49. 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

  50. 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

  51. 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

  52. 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

  53. 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

  54. 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.

  55. 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

  56. 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

  57. 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

  58. 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

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Теплоэнергетика

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал