Газовая турбина, работающая в составе тепловой электрической станции с водородным накопителем

Последние несколько лет большое внимание уделяется водородной энергетике. Развитие водородных технологий приводит к снижению стоимости, как самого водородного топлива, так и водородных систем, что приводит к более широкому использованию данного вида топлива в разных отраслях топливно- энергетического комплекса.
В настоящий момент первостепенной задачей является повышение эффективности парогазовых энергоблоков, снижение износа оборудования во время пиковых потреблений электроэнергии, надежное резервирование энергоснабжения, снижение вредных выбросов при выработке тепловой и электрической энергии. Одним из современных методов для реализации данных вызовов является применение накопителей энергии. Новым решением данной проблемы может служить внедрение водородных накопителей в цикл тепловой электрической станции.
В статье рассмотрена модернизации парогазового энергоблока с газовой турбиной PG6111FA производства фирмы «General Electric» номинальной мощностью 80 МВт, парового котла-утилизатора производства ОАО «ЭнергоМашиностроительный Альянс», паровой турбины КТ-33/36-7,5/0,12. В периоды ночных разгрузок эффективный коэффициент полезного действия энергоблока падает, поэтому необходимо не разгружать оборудование, а включить в работу электролизеры для производства водородного топлива для дальнейшего использования в водородных топливных элементах. Время работы водородной системы с электролизером не ограничено по времени, работа электролизёра проходит в периоды ночных разгрузок (от 4 до 7 часов в сутки), при этом водородный накопитель работает постоянно, при таком режиме работы срок службы составляет порядка 15 лет, для стабильной работы необходимо водородное топливо и периодическое обслуживание. Важной составляющей водородной системы является водородный аккумулятор с минимальными потерями при хранении, в отличие от традиционно установленных тепловых накопителей. Исследование применения водородных накопителей в схемах тепловых электростанций показало свою эффективность, в том числе их внедрение позволяет повысить коэффициент полезного действия, снизить затраты на собственные нужды электрической станции, снизить выбросы при производстве электроэнергии, выравненный график нагрузки позволяет увеличить ресурс газовой турбины, так как турбина работает в базовом режиме. Применение накопителей на тепловых станциях повышает конкурентоспособность среди традиционных систем генерации энергии.

1. Mendeleev, D.I. Study of the work and efficiency improvement of combined-cycle gas turbine plants / D.I. Mendeleev, Yu.Ya. Galitskii, G.E. Marin, A.R. Akhmetshin // E3S Web of Conferences. – 2019. – Vol. 124. – Art. no.05061. – DOI: 10.1051/e3sconf/201912405061.

2. Nowotny, J. Impact of hydrogen on the environment / J. Nowotny, T.N. Veziroglu // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2019. – Vol. 01-03. – P. 16-24. – DOI: 10.15518/isjaee.2019.01-03.016-024.

3. Contreras, V.M. Methodology of assessment of renewable energy resources in Venezuela / V.M. Contreras // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2014. – Vol. 11. – Р. 56-61.

4. Solomin, E.V. T he use of wind-hydrogen uninterrupted power supply plant in different climatic conditions / E.V. Solomin, I.M. Kirpichnikova, R.A. Amerkhanov, D.V. Korobatov, M. Lutovats, A.S. Martyanov // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2018. – Vol. 13-15. – P. 30-54. – DOI: 10.15518/isjaee.2018.13-15.030-054.

5. Marin, G. Study of the properties of fuel gas in gas turbine plants depending on its composition lecture notes in mechanical engineering / G . M arin, B . O sipov, D . Mendeleev // Lecture Notes in Mechanical Engineering. – 2022. – P. 403-412. – DOI: 10.1007/978-981-16-9376-2_38.

6. Benato, A. Combined cycle power plants: A comparison between two different dynamic models to evaluate transient behaviour and residual life / A. Benato, A. Stoppato, S. Bracco // Energy Conversion and Management. – 2014. – Vol. 87, P. 1269-1280. – DOI: 10.1016/j.enconman.2014.06.017.

7. Blakey, S. Aviation gas turbine alternative fuels: A review / S. Blakey, L. Rye, C.W. Wilson // Proceedings of the Combustion Institute. – 2011. – Vol. 36. – Iss. 2. – P. 2863-2885. – DOI: 10.1016/j.proci.2010.09.011.

8. Marin, G.E. Analysis of changes in the thermophysical parameters of the gas turbine unit working fluid depending on the fuel gas composition / G.E. Marin, D.I. Mendeleev, A.R. Akhmetshin // 2019 International Multi- Conference on Industrial Engineering and Modern Technologies, FarEastCon 2019. – 2019. – Art. no. 8934021. – DOI: 10.1109/FarEastCon.2019.8934021.

9. Salamov, O.M. Prospects of obtaining alternative fuel from various biomass and waste species in azerbaijan / O.M. Salamov, F.F. Aliyev // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2019. – Vol. 01-03. – P. 25-41. – DOI: 10.15518/isjaee.2019.01-03.025-041.

10. Brizitsky, O.F. About the prospects of engine building transformation to hydrogen-containing fuel / O.F. Brizitsky, V.Y. Terentyev, V.V. Barelko, V.A. Kirillov, V.A. Sobyanin, P.V. Snytnikov, V.A. Burtsev, L.A. Bykov, M.V. Kuznetsov // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2014. – Vol. 20. – P. 95-102. – DOI: 10.15518/isjaee.2014.20.008.

11. Marin, G. Study of the effect of fuel temperature on gas turbine performance / G. Marin, D. Mendeleev, B. Osipov, A. Akhmetshin // E3S Web of Conferences. – 2020. – Vol. 178. – Art. no. 01033. – DOI: 10.1051/e3sconf/202017801033.

12. Ermolaev, D.V. A comprehensive study of thermotechnical and thermogravimetric properties of peat for power generation / D.V. Ermolaev, S.S. Timofeeva, S.I. Islamova, K.S. Bulygina, M.F. Gilfanov // Biomass Conversion and Biorefinery. – 2019. – Vol. 9. Iss. 4. – P. 767-774. – DOI: 10.1007/s13399-019-00472-8.

13. Madhlopa, A. Gas turbine fuels and fuel systems / A. Madhlopa // Green Energy and Technology. – 2018. – P. 27-49. – DOI: 10.1007/978-3-319-68388-1_2.

14. Cozzolino, R. Thermodynamic performance assessment of a novel micro-CCHP system based on a low temperature PEMFC power unit and a half-effect Li/Br absorption chiller / R. Cozzolino // Energies. – 2018. – Vol. 11. – Iss. 2. – Art. no. 315. – DOI: 10.3390/en11020315.

15. Taufan, A. Experimental performance of adsorption chiller with fin and tube heat exchanger / A. Taufan, E. Djubaedah, A. Manga, Nasniddin // AIP Conference Proceedings. – 2018. – Vol. 2001. – Art. no. 020012. – DOI: 10.1063/1.5049972.

16. Lalor, G. Frequency control on an island power system with increasing proportions of combined cycle gas turbines / G. Lalor, M. O'Malley // 2003 IEEE Bologna PowerTech - Conference Proceedings. – 2003. – Vol. 4. – Art. no. 1304727. – P. 228-234. – DOI: 10.1109/PTC.2003.1304727.

17. Wai, C. A comparative study of electric power market transaction mode // North China Electric Power University. – 2006. – P. 6.

18. Cheung, K.W. Energy and ancillary service dispatch for the interim ISO New England electricity market / K.W. Cheung, P. Shamsollahi, D. Sun, J. Milligan, M. Potishnak // IEEE Transactions on Power Systems. – 2000. – Vol. 15. – Iss. 3. – P. 968-974. – DOI: 10.1109/59.871720.

19. Schweppe, F.C. Spot pricing of electricity / F.C. Schweppe, M.C. Caramanis, R.D. Tabors, R.E. Robn // Kluwer Academic Publishers. – Boston. Massachusetts. – 1998. – P. 355. – ISBN 0-89838-260-2.

20. Chew, Z.J. Low power adaptive power management with energy aware interface for wireless sensor nodes powered using piezoelectric energy harvesting / Z.J. Chew, M. Zhu // 2015 IEEE SENSORS - Proceedings. – 2015. – Art. no. 7370663. – DOI: 10.1109/ICSENS.2015.7370663.

21. Feng, X. Capacity fade-based energy management for lithium-ion batteries used in PV systems / X. Feng, H.B. Gooi, S. Chen // Electric Power Systems Research. – 2015. – Vol. 129. – P. 150-159. – DOI: 10.1016/j.epsr.2015.08.011.

22. Lee, S.G. Optimal design and operating conditions of the CO2 liquefaction process, considering variations in cooling water temperature / S.G. Lee, G.B. Choi, J.M. Lee // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2015. – Vol. 54. – Iss. 51. – P. 12855-12866. – DOI: 10.1021/acs.iecr.5b02391.

23. Sankaran, K. Carbon emission and plastic pollution: How circular economy, blockchain, and artificial intelligence support energy transition? / K. Sankaran // Journal of Innovation Management. – 2019. – Vol. 7. – Iss. 4. – P. 7-13. – DOI: 10.24840/2183-0606_007.004_0002.

24. Sorrentino, S. Welding technologies for ultrasupercritical power plant materials / S. Sorrentino // Materials for Ultra-Supercritical and Advanced Ultra- Supercritical Power Plants. – 2017. P. 247-319. – DOI: 10.1016/B978-0-08-100552-1.00009-9.

25. Shi, H. Sensitivity evaluation of AP1000 nuclear power plant best estimation model / H. Shi, Q. Cai, Y. Chen // Science and Technology of Nuclear Installations. – 2017. – Vol. 2017. – Art. no. 9304520. – DOI: 10.1155/2017/9304520.

26. Choudhary, T. Thermodynamic assessment of SOFC-ICGT hybrid cycle: Energy analysis and entropy generation minimization / T. Choudhary, Sanjay // Energy. – 2017. – Vol. 134. – P. 1013-1028. – DOI: 10.1016/j.energy.2017.06.064.

27. Karpushenkava, L.S. Thermodynamic properties and hydrogen accumulation ability of fullerene hydride C60H36 / L.S. Karpushenkava, G.J. Kabo, V.V. Diky // Fullerenes Nanotubes and Carbon Nanostructures. – 2007. – Vol. 15. – No 4. – P. 227-247. – DOI: 10.1080/15363830701421439.

28. Tarasov, B. P. Problem of hydrogen storage and prospective uses of hydrides for hydrogen accumulation / B. P. Tarasov, M. V. Lototskii, V. A. Yartys' // Russian Journal of General Chemistry. – 2007. – Vol. 77. – No 4. – P. 694-711. – DOI: 10.1134/S1070363207040329.

29. Fakioğlu, E. A review of hydrogen storage systems based on boron and its compounds / E. Fakioğlu, Yu. Yürüm, T.N. Veziroğlu // Alternative Energy and Ecology (ISJAEE). – 2018. – Vol. 7-9. – P. 86-94. – DOI: 10.15518/isjaee.2018.07-09.086-094.

30. Shau, A. Improvement on efficiencies of dilute alkaline water electrolyzer using membranes / A. Shau, P. De, P. Ray // International Journal of Hydrogen Energy. – 2016. – Vol. 41. – Iss. 48. – P. 22652-22662. – DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.11.009.

31. Tejwani, V.S. Control strategy for utility interactive hybrid P V H ydrogen S ystem / V .S. T ejwani, B .N. Suthar // IEEE Power and Energy Society General Meeting. – 2016. – Art. no. 7741666. – DOI: 10.1109/PESGM.2016.7741666.

32. Gutiérrez-Martín, F. Power-to-SNG technology for energy storage at large scales / F. Gutiérrez-Martín, L.M. Rodríguez-Antón // International Journal of Hydrogen Energy. – 2016. –Vol. 41. – Iss. 42. – P. 19290- 19303. – DOI: 10.1016/j.ijhydene.2016.07.097.

33. Kiciński, W. Carbon gel-derived Fe–N–C electrocatalysts for hydrogen-air polymer electrolyte fuel cells / W. Kiciński, S. Dyjak, W. Tokarz // Journal of Power Sources. – 2021. – Vol. 513. – P. 230537. – DOI: 10.1016/j.jpowsour.2021.230537.

34. Jaouen, F. Toward platinum group metal-free catalysts for hydrogen/air proton-exchange membrane fuel cells / F. Jaouen, D. Jones, N. Coutard, V. Artero, P. Strasser, A. Kucernak // Johnson Matthey Technology Review. – 2018. – Vol. 62. – No 2. – P. 231-255. – DOI: 10.1595/205651318X696828.

35. Nazarychev, S.A. Full compensation of reactive power in electric networks 0.4-10kV / S.A. Nazarychev, A.R. Akhmetshin, S.O. Gaponenko // Journal of Physics: Conference Series. – 2020. – Vol. 1588. – Iss. 1. – Art. no. 012036. – DOI: 10.1088/1742-6596/1588/1/012036.

36. Suslov, K. Development of the methodological basis of the simulation modelling of the multi-energy systems / K . S uslov, V . P iskunova, D . G erasimov, E . Ukolova, A. Akhmetshin, P. Lombardi, P. Komarnicki // E3S Web of Conferences. – 2019. – Vol. 124. Art. no. 01049. – DOI: 10.1051/e3sconf/201912401049.