Повышение эффективности ТЭЦ за счет комбинированного производства водорода, теплоты и электроэнергии

Работа посвящена разработке тепловой схемы для перевода когенерационной электростанции на тригенерацию с производством водорода в качестве нового продукта.
Объектом для перевода на тригенерационный режим работы была выбрана Северная ТЭЦ-21 г. Санкт-Петербурга, имеющая в своем составе 5 энергоблоков с паровой турбиной T-100/120-130-3.
Цель работы – оценить эффект при переводе когенерационной электростанции на тригенерационное производство электроэнергии, теплоты и водорода с учетом характерных режимов работы основного оборудования электростанции.
К методам исследования относятся имитационное моделирование тепловой схемы паросиловой электростанции в программе United Cycle, моделирование процесса паровой конверсии метана в программе Aspen HYSYS, а также термодинамический анализ теплоутилизационных установок.
Разработана новая тепловая схема тригенерационной электростанции с внедренной в ее состав установкой паровой конверсии метана (УПКМ). Проведена оценка влияния УПКМ на характерные режимы работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). На зимнем режиме с малыми отопительными нагрузками экономия топлива при комбинированном производстве электроэнергии, теплоты и водорода составила 2,5%. Коэффициент использования теплоты топлива вырос с 78,61% до 80,63%. На летнем режиме работы станции наиболее выгодным оказался режим с работой только одного энергоблока. Экономия топлива при внедрении установки паровой конверсии метана в состав ТЭЦ составила 13,8%. Коэффициент использования теплоты топлива вырос с 62,26% до 72,25%.
Предложенный алгоритм исследования применим к тепловым электростанциям любого типа. Разработанная тепловая схема станции с комбинированным производством водорода, теплоты и электроэнергии применима для реализации на большинстве теплоэлектроцентралей, имеющих в своем составе достаточное количество типовых теплофикационных паротурбинных блоков.
Исследование показывает, что в непиковое время потребления электричества и теплоты тепловые электростанции могут быть использованы для производства дополнительных технологических продуктов.

1. Chicco G., Mancarella P. Distributed multigeneration: A comprehensive view // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2009. No. 13. P. 535–551.

2. Mancarella P. MES (multi-energy systems): An overview of concepts and evaluation models // Energy. 2014. No. 65. P. 1–17.

3. Jana K., Ray A., Majoumerd M.M., Assadi M., De S. Polygeneration as a future sustainable energy solution – A comprehensive review // Applied Energy. 2017. No. 202. P. 88–111.

4. Тувальбаев Б.Г., Моисеев В.И. Работа ТЭС в постоянном режиме с выработкой дополнительной продукции на невостребованной энергии // Энергосбережение и водоподготовка. 2013. № 4 (84). С. 24–27.

5. Sergeev, V.V. Using heat pumps to improve the efficiency of combined-cycle gas turbines / V.V. Sergeev [et al.] // Energies. – 2021. – Vol. 14. – No 9. – DOI: 10.3390/en14092685.

6. Fomin, V.A. Combined-cycle gas turbine plant based on steam-turbine unit and a parallel superimposed gas-turbine plant with waste heat recovery boiler / V.A. Fomin, A.A. Kalyutik // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering: International Scientific Electric Power Conference 2019, ISEPC 2019, Saint Petersburg, 23–24 мая 2019 года. – Saint Petersburg: Institute of Physics Publishing, 2019. – P. 012139. – DOI: 10.1088/1757-899X/643/1/012139.

7. Sergeev, V.V. Efficiency of using heat pumps with various refrigerants in real steam turbine power units with PT-80 and T-250 turbines / V.V. Sergeev [et al.] // E3S Web of Conferences, St. Petersburg, November 19–20, 2019. EDP Sciences, 2019. – P. 10001. – DOI: 10.1051/e3sconf/201914010001.

8. Roberto Carapellucci, Lorena Giordano. Upgrading existing gas-steam combined cycle power plants through steam injection and methane steam reforming, Energy, Volume 173, 2019, Pages 229-243, ISSN 0360-5442. – DOI: 10.1016/j.energy.2019.02.046.

9. Matteo C. Romano, Eugenio N. Cassotti, Paolo Chiesa, Julien Meyer, Johann Mastin, Application of the Sorption Enhanced-Steam Reforming process in combined cycle-based power plants, Energy Procedia, Volume 4, 2011, Pages 1125-1132, ISSN 1876-6102. – DOI: 10.1016/j.egypro.2011.01.164.

10. Kalmykov, K.; Anikina, I.; Kolbantseva, D.; Trescheva, M.; Treschev, D.; Kalyutik, A.; Aleshina, A.; Vladimirov, I. Use of Heat Pumps in the Hydrogen Production Cycle at Thermal Power Plants. Sustainability 2022, 14, 7710. – DOI: 10.3390/su14137710.

11. Паровая конверсия метана и его смесей с пропаном в мембранном реакторе с промышленным никелевым катализатором и фольгой из сплава Pd–Ru / Л. П. Диденко, Л. А. Семенцова, П. Е. Чижов, Т. В. Дорофеева // Нефтехимия. – 2019. – Т. 59, № 3. – С. 271-281. – DOI: 10.1134/S0028242119030055.

12. Гаврилюк А.Н. Технология связанного азота и азотных удобрений. Практикум: учеб. -метод. пособие для студентов специальности 1-48 01 01 «Химическая технология неорганических веществ, материалов и изделий» специализации 1-48 01 01 01 «Технология минеральных удобрений, солей и щелочей» / А.Н. Гаврилюк, О.Б. Дормешкин. – Минск: БГТУ, 2018. – 162 с.

13. Арутюнов В.С., Крылов О.В. Окислительные превращения метана. – М.: Наука, 1998. – 361 с., ил.

14. Письмен М.К. Производство водорода в нефтеперерабатывающей промышленности. М., «Химия», 1976.

15. Садыков, А.В. Решение внутренней задачи конверсии природного газа в трубчатой печи / А.В. Садыков, Н.Г. Смолин, В.И. Елизаров. – 2009. – № 6. – С. 224-231.

16. Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Под ред. Н.В. Кузнецов и др., М., «Энергия», 1973.

17. Romanov, S. “United Cycle” Software for Simulation of Flow Sheets of Power Plants. / S. Romanov [et al.] // In Proceeding of the “16th International Conference on Efficiency, Cost, Optimization, Simulation, and Environmental Impact of Energy Systems (ECOS-2003)”, Copenhagen, Denmark, 30 June–2 July 2003; pp. 1691–1696.

18. Romanov, S.N. Software “United Cycle” for Simulation of Static Operation Modes of Power Plants. In Proceedings of the International Society for Optical Engineering, St. Petersburg, Russia, 12–17 June 2001; pp. 306–309. – DOI: 10.1117/12.456288.

19. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Под ред. С.А. Казарова. – СПб: Энерго-атомиздат. Санкт-Петербургское отд-ние, 1995. – 392 с.

20. Боровков В. М. Тепловые схемы ПГУ: автоматизация конструирования и расчета / В.М. Боровков [и др.] // Электрические станции. – 1994. – № 7. – с. 36-40.