ТЕПЛОФИЗИКА ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУР, 2015, том 53, № 4, с. 538-543
УДК 620.97,620.92
АНАЛИЗ СИСТЕМЫ ВОДОРОДНОГО АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СРАВНЕНИИ С ДРУГИМИ СИСТЕМАМИ
АККУМУЛИРОВАНИЯ
© 2015 г. С. П. Малышенко, А. И. Счастливцев
Объединенный институт высоких температур РАН, Москва E-mail: h2lab@mail.ru Поступила в редакцию 08.10.2013 г.
Приведены результаты сравнительного анализа системы водородного аккумулирования электроэнергии и других систем аккумулирования.
DOI: 10.7868/S0040364415040183
ВВЕДЕНИЕ
Разработка энергоэффективных накопителей электроэнергии для нужд автономной энергетики на основе возобновляемых источников энергии — одно из наиболее актуальных направлений научно-исследовательских работ (НИР) в области перспективной энергетики за рубежом и в нашей стране.
Для уровня пиковых и маневренных мощностей в десятки и сотни киловатт в настоящее время разрабатывается широкий спектр перспективных электрохимических технологий (литий-ионные, натрий-серные, ванадий-редоксные и др. аккумулирующие системы). Электрохимические аккумуляторы обычно имеют невысокий ресурс (500—1500 циклов), ограниченную глубину разряда (до 30—50%) и высокую удельную стоимость. Основные направления НИР в этой области связаны с повышением указанных характеристик. Самая мощная электрохимическая аккумулирующая система создана в Канаде и рассчитана на 7 мин аварийного электропитания городской сети (12000 населения), при этом она содержит 13760 №Саё электрохимических элементов, весит 1300 т и занимает площадь около 2000 м2 [1].
От ряда недостатков, присущих чисто электрохимическим системам аккумулирования электроэнергии, избавлены водородные системы аккумулирования. Принцип их работы состоит в использовании избытков электроэнергии для разложения воды на водород и кислород в электролизере, которые далее направляются в хранилища и могут храниться там практически без потерь. Наиболее дешевым способом обратного получения электроэнергии из водорода и кислорода при мощностях более 50 кВт является сжигание водорода в водородном парогенераторе с последующим использованием полученного пара в паровой турби-
не для производства электроэнергии. Следует отметить, что коэффициент рекуперации электроэнергии для водородных паротурбинных аккумулирующих систем относительно низкий (0.35—0.40), но может быть существенно повышен (до 0.5—0.65) при одновременном производстве электрической и тепловой энергии [2].
Результаты исследований, выполненных в России (ОИВТ РАН, ОАО КБХА) [3-6], Германии (DLR) [7, 8], США (NREL и др.) [9], Японии (NEDO) [100] и ряде других стран, указывают на перспективность создания водородных систем аккумулирования электроэнергии на основе водородной паротурбинной энергоустановки при уровне мощности системы от десятков киловатт до десятков мегаватт. Оценочная удельная мощность водородных паротурбинных энергоустановок составляет 800-1100 Вт/кг, и установка мощностью до 50 кВт может быть размещена в автомобиле грузоподъемностью менее 3.5 т [5].
В настоящее время Россия является мировым лидером в разработках водородных парогенери-рующих устройств для водородных паротурбинных установок. Развитие этих исследований для нужд автономной энергетики позволит определить экономически наиболее эффективные ниши внедрения водородных технологий аккумулирования электроэнергии в условиях нашей страны и перейти к стадии ОКР по созданию соответствующего нового оборудования и систем.
ОПИСАНИЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА
Сравнение водородных систем аккумулирования с другими системами аккумулирования электроэнергии проведено для двух различных вариантов:
Таблица 1. Технико-экономические характеристики систем аккумулирования электроэнергии
Параметр ГАЭС ВАЭС ВРА НКА АВКУ ПВКУ АТЭ
Удельная стоимость установленной мощности СА, тыс. $/кВт 2.5-4.0 0.8-2 0.4-2.2 0.125-0.25 2.0-3.0 1.4-2.0 3-5
Удельная стоимость системы хранения, $/кВт ч 9-15 5-180 150-650 600-1100 0.1-15 0.1-15 0.1-15
Затраты на содержание системы, $/кВт в год 3-5 5-27 20-55 5-25 5-15 4-12 50-120
Коэффициент рекуперации 0.67-0.72 0.3-0.4 0.8-0.9 0.65-0.8 0.35-0.54 0.3-0.4 0.4-0.5
Ресурс 30 лет 15-20 лет 2000-4000 циклов («5-10 лет) 3000-5000 циклов («8-14 лет) 20-25 лет 20-25 лет 10-15 лет
• аккумулирование электроэнергии на электростанциях с паровыми турбинами (объект централизованного энергоснабжения);
• аккумулирование электроэнергии на электростанциях, использующих возобновляемые источники энергии (объект автономного энергоснабжения).
Для сравнения использовались следующие системы аккумулирования: гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), воздушно-аккумулирующие электростанции (ВАЭС), ванадий-редокс-ные аккумуляторы (ВРА), никель-кадмиевые аккумуляторы (НКА), автономная водородно-кис-лородная установка (АВКУ), присоединенная водородно-кислородная установка (ПВКУ), аккумулятор на основе топливного элемента (АТЭ).
Исходные данные для проведения расчетов представлены в табл. 1 на основании отчетов [9, 11] и дополнены по [1, 4-6, 12, 13]. Для удобства сопоставления данных они приведены в долларах США ($) 2010 г.
На рис. 1 представлена схема водородного аккумулирования электроэнергии на электростанциях с паровыми турбинами. В этом случае основная турбина используется для выработки дополнительного количества электроэнергии в часы пикового энергопотребления. Это снижает стоимость водородной аккумулирующей системы на 900-1200 $/кВт по сравнению с системой, использующей автономную турбину, что позволяет ей быть конкурентоспособной при сравнении с другими системами аккумулирования, в том числе и с гидроаккумулирующими электростанциями.
Проведем расчет стоимости строительства различных аккумулирующих систем и стоимости аккумулирования для типового случая электростанции мощностью 1000 МВт, характерного для
крупных электростанций с паровыми турбинами. Исходные данные для расчета приведены в табл. 2.
Оценка стоимости системы аккумулирования (СА) проводилась по следующей методике.
1. Определялась стоимость установленной мощности энергетического оборудования аккумулирующей системы:
^уст ^аккСуст, (1)
где Макк - установленная мощность аккумулирующей системы [кВт], Суст — удельная стоимость установленной мощности аккумулирующей системы [$/кВт].
2. Определялась стоимость системы хранения:
^хр = ЕхрСхр, (2)
где Ехр — емкость системы хранения [кВт ч], Схр — удельная стоимость системы хранения [$/ кВт ч].
3. Общая стоимость системы аккумулирования составляет
ЭЛ
Рис. 1. Схема водородного аккумулирования электроэнергии на электростанциях с паровыми турбинами.
Таблица 2. Исходные данные для расчета энергоустановки мегаваттного уровня мощности
Параметры аккумулирования
Номинальная мощность энергоустановки, МВт 1000
Емкость системы хранения, МВт ч 600
Мощность, вырабатываемая аккумулятором, МВт 100
Таблица 3. Сравнение систем аккумулирования для систем мегаваттного уровня мощности
Система хранения 5уст, млн $ 5хр, млн $ 5, млн $ С, $/кВт
ГАЭС 250-400 5.4-9.0 255-409 0.054-0.093
ВАЭС 80-200 3.0-100 83.0-308 0.047-0.415
ВРА 40-220 90-390 130-610 0.132-0.348
НКА 12.5-25 360-660 372-685 0.152-0.559
АВКУ 200-300 0.06-9.0 200-310 0.068*-0.202
ПВКУ 140-200 0.06-9.0 140-209 0.064-0.159
АТЭ 300-500 0.06-9.0 300-509 0.183-0.581
* Стоимость электроэнергии для автономных водородно-кислородных аккумулирующих систем с высокотемпературной паровой турбиной (температура пара на входе в турбину до 1700 К).
5 _ 5уст + 5хр. (3)
4. Стоимость аккумулирования определялась следующим образом:
С = (5 + SсодТ)/ЕхPТ х 365Кр, (4)
где 5сод — затраты на содержание системы [$/год], Т - срок эксплуатации (ресурс), Кр - коэффициент рекуперации электроэнергии.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ
Проведя расчет с использованием данных табл. 1 и 2, получаем результаты, представленные в табл. 3 и на рис. 2, 3.
Объект централизованного энергоснабжения номинальной мощностью 1000 МВт, работающий с коэффициентом установленной мощности 0.8,
Стоимость СА, млн долл. 1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
I
I
Тип СА
О О ^ ^ Ф < <
т т ^ ^ Н % « ААВВАВН
|-н И в <
ч50 | 45
У 40 я
я, 35
и
н
ван30
о р
ир 25
£
м20
10
а 15 ь т с о м и о т С
I
Тип СА
О О Я < <
ф П ¡4 ^ Н % «
< < и и < м х
1-н И д <
Рис. 2. Стоимость системы аккумулирования на электростанциях с паровыми турбинами.
Рис. 3. Стоимость аккумулирования на электростанциях с паровыми турбинами.
Рис. 4. Схема водородного аккумулирования электроэнергии на возобновляемых источниках энергии для автономных потребителей.
вырабатывает за сутки 1000 х 24 х 0.8 = 19200 МВт ч электроэнергии. Заданная в табл. 2 емкость системы аккумулирования, равная 600 МВт ч, обеспечивает возможность аккумулирования 3.12% всей произведенной электроэнергии. При этом стоимость аккумулирующих емкостей для водородных систем аккумулирования при хранении водорода и кислорода в металлических емкостях составит 8000-9000 тыс. $, что в 20-60 раз ниже по сравнению с электрохимическими аккумуляторами.
Использование водородных систем аккумулирования с водородно-кислородным парогенератором позволяет повысить маневренность энергоблока. Под маневренностью энергоблока понимают комплекс свойств, определяющих его способность быстро откликаться на требование энергосистемы изменить свою мощность, быстро запускаться и останавливаться без снижения надежности оборудования в недопустимых пределах. К числу наиболее важных свойств, входящих в этот комплекс, относятся:
• регулировочный диапазон энергоблока, число допустимых изменений нагрузки в пределах регулировочного диапазона и скорость изменения нагрузки;
• длительности пуска энергоблока из различных тепловых состояний;
• возможность работы при аварийных режимах в энергосистеме.
Повышение маневренности объекта централизованного энергоснабжения, при использовании водородной аккумулирующей системы обеспечивается за счет следующих факторов.
• Скорость изменения мощности энергоустановки и длительность пуска из различных тепловых состояний в основном ограничена инерционностью стационарного парогенератора и составляет в среднем 1-
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.