Оценка системной эффективности обеспечения АЭС базисной нагрузкой на основе комбинирования с водородными технологиями

В статье проводится сравнительная оценка эффективности разработанных авторами подходов к решению актуальной задачи современных энергосистем – обеспечение дальнейшего развития атомной энергетики, как экологического чистого источника электроэнергии. Для решения этой задачи рассмотрено несколько вариантов использования экологически чистого водородного топлива для обеспечения высокого коэффициента установленной мощности (КИУМ) АЭС и/или маневренности действующих и проектируемых двухконтурных АЭС с водяным теплоносителем. Рассмотрено аккумулирование внепиковой электроэнергии за счет электролиза воды с получением водорода и кислорода. Благодаря этому обеспечивается базисный режим работы АЭС и появляется возможность использовать водород/кислород для производства пиковой электроэнергии. Данный подход сопоставлен с принципиальной схемой производства товарного водорода/кислорода с их дополнительной очисткой. Также проведено сравнение с гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС) и обоснование их экономической целесообразности с учетом эффекта от замещения строительства экологически вредных станций на базе ГТУ и эффекта от предотвращения принудительной разгрузки АЭС. В результате определены основные технико-экономические показатели предложенных подходов, в том числе себестоимость и накопленный чистый дисконтированный доход. На основе выполненных оценок показано, что варианты обеспечения АЭС базисной электрической нагрузкой на основе предложенных подходов являются эффективными и конкурентоспособными. При этом, получение водорода/кислорода с последующим производством пиковой электроэнергии позволяет достичь максимального экономического эффекта. Выполненные оценки показывают актуальность и перспективность решения проблемы обеспечения АЭС базисной электрической нагрузкой в условиях увеличения их доли в энергосистемах на основе предлагаемых подходов.

1. Энергетическая стратегия России на период до 2035г. / Правительство Российской федерации. М.: 2020, 79с.

2. Головин Р.А. Стратегия деятельности Госкорпорации «Росатом». М.: 2018.

3. Naterer G., Fowler M., Cotton J., Gabriel K. Synergistic roles of off-peak electrolysis and thermochemical production of hydrogen from nuclear energy in Canada // International Journal of Hydrogen Energy. 2008. V. 33. I. 23. pp. 6849-6857.

4. Antony A., Maheshwari N.K., Rama R.A. A generic methodology to evaluate economics of hydrogen production using energy from nuclear power plants // Int J Hydrogen Energ. 2017. V. 42(41). pp. 25813-25823.

5. Sorgulu F., Dincer I. Cost evaluation of two potential nuclear power plants for hydrogen production // Int J Hydrogen Energ. 2018. №43 (23). С.10522-10529.

6. Байрамов А.Н., Киричков В.С. Обоснование компоновочных решений комбинирования АЭС с водородным энергетическим комплексом по критерию минимального риска // Труды Академэнерго. 2018. №1. С.57-71.

7. Куликов С. Первый хочет стать главным // Эксперт. 2019. № 48 (1143). [Электронный ресурс]. режим доступа: https://expert.ru/expert/2019/48/pervyij-hochet-statglavnyim/.

8. Blanquet E., Williams P.T. Biomass pyrolysis coupled with non-thermal plasma/catalysis for hydrogen production: Influence of biomass components and catalyst properties // Journal of Analytical and Applied Pyrolysis. 2021. V. 159. 105325.

9. Огрель Л.Д. Сравнение мирового и российского рынков водорода // Gasworld. 2014. №34. С.20-23.

10. Stolyarevskii A.Y. Production of alternative fuel on the basis of nuclear power sources // Russ J Gen Chem. 2009. V. 79. pp. 2520-2525.

11. Макроэкономический обзор: «Водородная экономика» – перспективы перехода к альтернативным энергоносителям и возможности экспорта для России. – Центр экономического прогнозирования Газпромбанка, 2019г. – Режим доступа: https://investvitrina.ru/articles/makroekonomicheskiiobzor-vodorodnaya-ekonomika-perspektivy-perehoda-kalternativnym-energonositelyam-i-vozmozhnostieksporta-dlya-rossii/.

12. Мирный М. “Промышленные газы 2017”: итоги конференции, выводы экспертов. – Режим доступа: https://mplast.by/novosti/2017-06-19-promyishlennyie-gazyi-2017-itogi-konferentsiivyivodyi-ekspertov/.

13. Oi T., Wada K. Feasibility study on hydrogen refueling infrastructure for fuel cell vehicles using the off-peak power in Japan // Int J Hydrogen Energ. 2004. V. 29(4). pp. 347-354.

14. Yildiz B., Kazimi M.S. Efficiency of hydrogen production systems using alternative nuclear energy technologies // Int J Hydrogen Energ. 2006. V. 31(1). pp. 77-92.

15. Kılkış Ş., Krajačić G., Duić N., Rosen M.A., Al-Nimr Moh'd A. Accelerating mitigation of climate change with sustainable development of energy, water and environment systems // Energ Convers Manage. 2021. V. 245. pp. 114606.

16. Li Y., Chen D.W., Liu M., Wanga R.Z. Life cycle cost and sensitivity analysis of a hydrogen system using low-price electricity in China // International Journal of Hydrogen Energy. 2017. V. 42. I. 4. PP.1899-1911.

17. Li J., Zhu X., Djilali N., Yang Y., Ye D., Chen R., Liao Q. Comparative well-to-pump assessment of fueling pathways for zero-carbon transportation in China: Hydrogen economy or methanol economy // Renew Sust Energ Rev. 2022. V. 169. pp. 112935.

18. Перспективы России на глобальном рынке водородного топлива / Экспертно-аналитический отчёт под ред. директора Инфраструктурного центра EnergyNet Холкина Д. М.: 2019, 30с.

19. Митрова Т., Мельников Ю., Чугунов Д. Водородная экономика – путь к низкоуглеродному развитию. Сколково: Московская школа управления. 2019, 62с.

20. Nami H., Rizvandi O.B., Chatzichristodoulou C., Hendriksen P.V., Frandsen H.L. Techno-economic analysis of current and emerging electrolysis technologies for green hydrogen production // Energ Convers Manage. 2022. V. 269. pp. 116162.

21. Zhao G., Kraglund M.R., Frandsen H.L., Wulff A.C., Jensen S.H., Chen M., Graves C.R. Life cycle assessment of H2O electrolysis technologies // Int J Hydrogen Energ. 2020. V. 45(43). pp. 23765-23781.

22. Patent No. 2427048. Russian Federation. Aminov R.Z., Bairamov A.N. Hydrogen combustion system for steam-hydrogen superheating of fresh steam in the cycle of a nuclear power plant [Sistema szhiganiya vodoroda dlya paro-vodorodnogo peregreva svezhego para v tsikle atomnoy elektricheskoy stantsii]. 2011.

23. Aminov R.Z., Egorov A.N. Study of Hydrogen Combustion in an Oxygen Environment // High Temperature. 2018. V. 56. I. 5. pp. 744-750.

24. Аминов Р.З., Счастливцев, Байрамов А.Н. Экспериментальная оценка доли непрореагировавшего водорода при сжигании в среде кислорода // Международный научный журнал Альтернативная энергетика и экология. 2020. № 7-18 (330-341). С. 68-79.

25. Aminov R.Z., Schastlivtsev A.I., Bayramov A.N. Experimental Evaluation of the Composition of the Steam Generated during Hydrogen Combustion in Oxygen // High Temperature. 2020. V. 58. No. 3. pp. 410-416.

26. Egorov A.N. Efficiency of off-peak electricity conversion at nuclear power plants using reversible fuel cells // J. Phys.: Conf. Ser. 2021 V. 2096. 012193.

27. Патент РФ № 2640409. Способ повышения маневренности и безопасности АЭС на основе теплового и химического аккумулирования / Юрин В.Е., Егоров А.Н. // Заявка на патент РФ №2017106398 от 27.02.2017, опубл. 9.01.2018. Бюл. № 1.

28. Aminov, R.Z., Egorov, A.N., Yurin, V.E. et al. Multifunctional Backup for NPP Internal Needs // Atomic Energy .2017. V. 121(5). pp. 327-333.

29. Aminov R.Z., Yurin V.E., Egorov A.N. A comprehensive analysis of emergency power supply systems at NPPs with WWER-1000 type reactors based on additional steam turbines in the context of Balakovo NPP // Journal of Physics: Conference Series. 2018. V. 1111. pp. 021026.

30. Aminov R.Z., Egorov A.N. Comparison and analysis of residual heat removal systems of reactors in station blackout accidents // Atomic Energy. 2017. V. 121. № 6. pp. 402-408.

31. Радченко Р. В., Мокрушин А. С., Тюльпа В. В. Водород в энергетике: учебное пособие. Екатеринбург: издательство Уральского университета, 2014. 230с.

32. Словецкий Д. Сверхчистый водород // The Chemical Journal. 2010. С.33-35.

33. Weimin Z., Chunsheng Z. Массовое аккумулирование энергии // Water Power & Dam Construction. 2006. №10. C. 24.

34. Water Power and Dam Construction. Режим доступа: http://www.waterpowermagazine.com.

35. Assessment of the performance of a nuclear–hydrogen power generation system // Therm Eng. 2019. V. 66(3). pp. 196-209.

36. Aminov R.Z., Shkret A.F., Garievskii M.V. Thermal and nuclear power plants: competitiveness in the new economic conditions // Thermal Engineering. 2017. V. 64. I. 5. pp. 319-328.

37. Makarov A.A., Veselov F.V., Makarova A.S., Novikova T.V., Pankrushina T.G. Strategic prospects of the electric power industry of russia // Thermal Engineering. 2017. V. 64. I. 11. pp. 817-828.

38. Aminov R.Z., Garievskii M.V. Evaluation of NPP Efficiency Using Phase-Transition Batteries // Thermal power engineering. 2023. V. 2. pp. 78-89.

39. Wei M., Levis G., Mayyas A. Reversible fuel cell cost analysis. US: Department of Energy's Fuel Cell Technologies Office. 2020.

40. Mayyas A. Economics of the Li-ion batteries and reversible fuel cells as energy storage systems when coupled with dynamic electricity pricing schemes // Energy. 2022. V. 239(Part A). pp. 121941

41. Chadly A. Techno-economic analysis of energy storage systems using reversible fuel cells and rechargeable batteries in green buildings // Energy. 2022. V. 247. pp. 123466.

42. Kiwan S., Al-Nimr Moh'd, Radaideh M.I., Investigation of a new hybrid fuel cell–Thermo-Electric generator–absorption chiller system for combined power and cooling // Int J Refrig. 2020. V. 113. pp. 103-114.

43. Assia C. et al. Techno-economic analysis of energy storage systems using reversible fuel cells and rechargeable batteries in green buildings // Energy. 2022. V. 247. pp. 123466.

44. Lamagna M. et al. Techno-economic assessment of reversible Solid Oxide Cell integration to renewable energy systems at building and district scale // Energ Convers Manage. 2021. V. 235. pp. 113993.

45. ЗАО «Научно-техническое агентство «Наука» (НТА «Наука»). Режим доступа: https://nauca.ru/content/catalog/equipment_vera_oxygen.xml.