Комплексная оценка эффективности системы производства и транспортировки водорода

На основе стратегии энергетического развития России до 2035 г. в статье обосновывается перспектива развития атомной энергетики, согласно которой атомные станции планируется принуждать к разгрузке в диапазоне до 50% от номинальной мощности во время участия в регулировании суточной неравномерности электрической нагрузки. Кроме этого, атомные станции будут привлекаться к первичному регулированию частоты, что также связано с разгрузочным режимом работы АЭС. Все эти обстоятельства вынуждают искать способы обеспечения АЭС базисной нагрузкой. Наряду с ГАЭС в статье рассмотрен альтернативный вариант в виде использования водородного комплекса на основе электролизного производства водорода, что удовлетворяет концепции безуглеродного его получения. В статье приводится мировая динамика по внедрению электролизеров, а, кроме этого, по увеличению доли электролизного водорода, полученного на базе АЭС. Водородный комплекс в этом случае является средством обеспечения АЭС базисной нагрузкой, что предполагает потребление невостребованной электроэнергии по себестоимости. Это позволяет производить водород по конкурентоспособной цене в сравнении с отдельными производителями на рынке. Полученный водород пользуется огромным спросом как полезный продукт в ряде отраслей промышленности. В статье приводятся примеры потребления водорода в различных областях потребления в зависимости от чистоты с учетом требований ГОСТа. Ряд отраслей-потребителей используют водород особой степени чистоты, т. е., более 99,999% об. В этой связи учтена дополнительная очистка водорода на палладиевых мембранах. Произведена комплексная оценка эффективности системы производства водорода с учетом его дополнительной очистки и доставки потребителю различными способами, освоенными и востребованными мировой практикой. Выполнено сравнение способов доставки водорода до потребителя в сравнении с получением водорода электролизом на месте потребления. Выполнено сравнение по критерию чистого дисконтированного дохода для варианта сторонних потребителей, не имеющих собственного производства водорода.

1. . Головин Р. А. Стратегия деятельности Госкорпорации «Росатом» / Р. А. Головин. – М. –2018.

2. . Стандарт организации ОАО «СО ЕЭС». Нормы участия энергоблоков атомных электростанций в нормированном первичном регулировании частоты. – Введ. 19.08.2013. – ОАО «СО ЕЭС», 2013.

3. . Энергетическая стратегия России на период до 2035 г. / Правительство Российской Федерации. – Москва, 2020 г. – 79 с.

4. . Аминов Р. З. Оценка системной эффективности атомно-водородного энергетического комплекса / Р. З. Аминов, А. Н. Байрамов, М. В. Гариевский // Теплоэнергетика. – 2019. – № 3. – С. 57-71.

5. . Байрамов А. Н. Оценка эффективности перспективных вариантов схем комбинирования АЭС с водородным комплексом // Энергетик. – 2023. – № 2. – С. 8-13.

6. . Филиппов С. П., Голодницкий А., Кашин А. Топливные элементы и водородная энергетика // Энергетическая политика. – 2020. – № 11/153. – С. 29-39.

7. . Аминов Р. З. Современное состояние и перспективы производства водорода на АЭС / Р. З. Аминов, А. Н. Байрамов // Теплоэнергетика. – 2021. – № 9. – С. 3-13.

8. . Аминов Р. З. Комбинирование водородных энергетических циклов с атомными электростанциями / Р. З. Аминов, А. Н. Байрамов. – М.: Наука, 2016. – 254 с.

9. . Christopher Yanga, Joan Ogdena. Determining the lowest-cost hydrogen delivery mode // International Journal of Hydrogen Energy. – 2006. – Vol. 32. – Pр. 268-286.

10. . Winston Cheng, Y. Frank Cheng. A technoeconomic study of the strategy for hydrogen transport by pipelines in Canada // Journal of Pipeline Science and Engineering. – In Press. – https://doi.org/10.1016/j.jpse.2023.100112.

11. . F. Oney. Evaluation of pipeline transportation of hydrogen and natural gas mixtures / F. Oney, T. N. Veziroglu and Z. Dulger // Int. J. Hydrogen Energy. – 1994. – Vol. 19. – №. 10. – Рp. 813-822.

12. . Techno-economic analysis of conventional and advanced high-pressure tube trailer configurations for compressed hydrogen gas transportation and refueling / Krishna Reddi [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2018. – Volume 43. – Issue 9. – Pages 4428-4438.

13. . Thermo-economic comparison of hydrogen and hydro-methane produced from hydroelectric energy for land transportation / D. Bellotti [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2015. – Volume 40. – Issue 6. – Pages 2433-2444.

14. . Optimizing hydrogen transportation system for mobility via compressed hydrogen trucks / Amin Lahnaoui [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2019. – Volume 44. – Issue 35. – Pages 19302-19312.

15. . Optimal hydrogen carrier: Holistic evaluation of hydrogen storage and transportation concepts for power generation, aviation, and transportation / Marcel Otto [et al.] // Journal of Energy Storage. – 2022. – Volume 55. – Part D. – 105714.

16. . Bongjin Gim A transportation model approach for constructing the cost effective central hydrogen supply system in Korea / Bongjin Gim, Kyung Jin Boo, Sang Min Cho // International Journal of Hydrogen Energy. – 2012. – Vol. 37. – Pages 1162-1172.

17. . Amin Lahnaoui Building an optimal hydrogen transportation system for mobility, focus on minimizing the cost of transportation via truck / Amin Lahnaoui, Cristina Wulf, Didier Dalmazzone // Energy Procedia. – 2017. – Vol. 142. – Pages 2072-2079.

18. . Comprehensive analysis of hydrogen compression and pipeline transportation from thermodynamics and safety aspects / Andrzej Witkowski [et al.] // Energy. – 2017. – doi: 10.1016/j.energy.2017.05.141.

19. . Hydrogen and ethanol: Production, storage, and transportation // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – Volume 46. – Issue 54. – Pages 27330-27348.

20. . Hydrogen transportation using liquid organic hydrides: A comprehensive life cycle assessment / Shahana Bano [et al.] // Journal of Cleaner Production. – 2018. doi: 10.1016/j.jclepro.2018.02.213.

21. . Large-scale long-distance land-based hydrogen transportation systems: A comparative techno-economic and greenhouse gas emission assessment / G. Di Lullo [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022. – Volume 47. – Issue 83. – Pages 35293-35319.

22. . Hydrogen supply chain and challenges in largescale LH2 storage and transportation / Ram R. Ratnakar [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – Volume 46. – Issue 47. – Pages 24149-24168.

23. . Life cycle greenhouse emissions of compressed natural gas–hydrogen mixtures for transportation in Argentina / P. Martı´nez [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2010. – Volume 35. – Issue 11. – Pages 5793-5798.

24. . Liquid organic hydrogen carriers for transportation and storing of renewable energy – Review and discussion / Päivi T. Aakko-Saksaa [et al.] // Journal of Power Sources. – 2018. – Volume 396. – Pages 803-823.

25. . Алексеева О. К. Транспортировка водорода / О. К. Алексеева, С. И. Козлов, В. Н. Фатеев // Транспорт на альтернативном топливе. – 2011. – № 3(21). – С. 18-24.

26. . Ситас В. И. Дальний транспорт водорода по магистральным газопроводам / В. И. Ситас, С. Н. Ярунин // Промышленная энергетика. – 2021. – № 9. – С. 52-58.

27. . Голунов Н. Н. Транспортировка водорода по газопроводам в виде метано-водородной смеси / Н. Н. Голунов, М. В. Лурье, И. Т. Мусаилов // Территория нефтегаз. – 2021. – № 1-2. – С. 74-82.

28. . Применение технологии металлогидридов для хранения и транспортировки водорода / А. Н. Троян [и др.] // Актуальные вопросы энергетики. – 2022. – № 1. – Т. 4. – С. 39-51.

29. . Макарян И. А. Хранение водорода с использованием жидких органических носителей (обзор) / И. А. Макарян, И. В. Седов, А. Л. Максимов // Журнал прикладной химии. – 2020. – Т. 93. – Вып. 12. – С. 1716-1733.

30. . Аминов Р. З. Оценка эффективности получения водорода на базе внепиковой электроэнергии АЭС / Р. З. Аминов, А. Н. Байрамов // Альтернативная энергетика и экология: Международный научный журнал. – 2016. – № 5-6. – С. 59-70.

31. . Филиппов С. П., Ярославцев А. Б. Водородная энергетика: перспективы развития и материалы // Успехи химии. – 2021. – № 90(6). – С. 627-643.

32. . Advanced alkaline water electrolysis using inorganic membrane elec-trolyte (I.M.E.) technology / H. Vandenborre [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 1985. – Volume 10. – Issue 11. – Pages 719-726.

33. . The investment costs of electrolysis – A comparison of cost studies from the past 30 years / Sayed M. Saba [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2017. – Article in press.

34. . Куликов С. Первый хочет стать главным / С. Куликов // Эксперт. – 2019. – № 48. (1143). [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://expert.ru/expert/2019/48/pervyij-hochet-stat-glavnyim/

35. . Брусницын А. Два сценария развития водородных технологий / А. Брусницын // Мировая энергетика. – 2007. – № 6 (42). – С. 46-48.

36. . Митрова Т. Водородная экономика – путь к низкоуглеродному развитию / Т. Митрова, Ю. Мельников, Д. Чугунов. – Сколково. – 2019. – 62 с.

37. . Max Wei, Gregorio Levis, Ahmad Mayyas Reversible. Fuel Cell Cost Analysis. – Lowrence Berkeley National Laboratory. – 2020.

38. . Тарасов Б. П., Лотоцкий М. В. Водородная энергетика: прошлое, настоящее, виды на будущее // Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д. И. Менделеева). – 2006. – Т. L. – № 6. – С. 5-18.

39. . Столяревский А. Я. Производство альтернативного топлива на основе ядерных энергоисточников // Рос. хим. ж. (Ж. Рос. хим. об-ва им. Д. И. Менделеева). – 2008. – Т. LII. – № 6. – С. 73-77

40. . Субботин С. А., Щепетина Т. Д. Водородный цикл как условие функционирования энергоэффективной экономики // Атомная стратегия. – 2011. – № 61. – С. 6-7.

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

42. . ГОСТ Р 51673-2000. Водород газообразный чистый. Технические условия. – Введ. 28.11.2000. – М.: Изд-во стандартов, 2001. – 27 с.

43. . ГОСТ Р 14687-1-2012. Топливо водородное. Технические условия на продукт. Часть 1. Все случаи применения, кроме использования в топливных элементах с протонообменной мембраной, применяемых в дорожных транспортных средствах. – Введ. 27.11.2012. – М.: Стандартинформ, 2014. – 19 с.

44. . ГОСТ Р 14687-2-2013. Топливо водородное. Технические условия на продукт. Часть 2. Применение водорода для топливных элементов с протонообменной мембраной дорожных транспортных средств. – Введ. 24.06.2013. – М.: Стандартинформ, 2019. – 12 с.

45. . ГОСТ 14687-3-2016. Топливо водородное. Технические условия на продукт. Часть 3. Применение для топливных элементов с протонообменной мембраной стационарных энергоустановок. – Введ. 25.10.2016. – М.: Стандартинформ, 2017. – 27 с.

46. . ТУ 2114-016-78538315-2008. Водород особо чистый. Введ. 15.03.2008. – М., 2008. – 27 с.

47. . Сайфуллин И. Ш. Новые мембранные технологии для производства сверхчистого водорода и прямого преобразования химической энергии углеводородных топлив в электричество. Казань. – 2021. – Электронный ресурс. – Режим доступа: http://tef.tatar/assets/gallery/26/1200.pdf

48. . Алексеева О. К. Транспортировка водорода / О. К. Алексеева, С. И. Козлов, В. Н. Фатеев // Транспорт на альтернативном топливе. – 2011. – № 3(21). – С. 18-24

49. . Enhancing hydrogen storage performance via optimizing Y and Ni element in magnesium alloy / Xu Pang [et al.] // Journal of Magnesium and Alloys. – 2022. – Volume 10. – Issue 3. – Pages 821-835.

50. . Single-pot solvothermal strategy toward support-free nanostructured LiBH4 featuring 12 wt% reversible hydrogen storage at 400 °C / Xin Zhang [et al.] // Chemical Engineering Journal. – 2022. – Volume 428. – 132566.

51. . Jiri Cermak. Hydrogen storage in TiVCrMo and TiZrNbHf multiprinciple-element alloys and their catalytic effect upon hydrogen storage in Mg / Jiri Cermak, Lubomir Kral, Pavla Roupcova // Renewable Energy. – 2022. – Volume 188. – Pages 411-424.

52. . Ultra-fine TiO2 nanoparticles supported on three-dimensionally ordered macroporous structure for improving the hydrogen storage performance of MgH2 / Yuting Shao [et al.] // Applied Surface Science. – 2022. – Volume 585. – 152561.

53. . Achieving superior hydrogen storage properties via in-situ formed nanostructures: A highcapacity Mg-Ni alloy with La microalloying / Xin Ding [et al.] // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022. – Volume 47. – Issue 10. – Pages 6755-6766.

54. . An improved hydrogen storage performance of MgH2 enabled by core-shell structure Ni/Fe3O4@MIL / Shuqin Ren [et al.] // Journal of Alloys and Compounds. – 2022. – Volume 892. – 162048.

55. . In-situ introduction of highly active TiO for enhancing hydrogen storage performance of LiBH4 / Zheng long Li [et al.] // Chemical Engineering Journal. – 2022. – Volume 433. – Part 1. – 134485.

56. . Influence of CeO2 nanoparticles on microstructure and hydrogen storage performance of Mg-Ni-Zn alloy / Zeming Yuan [et al.] // Materials Characterization. – 2021. – Volume 178. – 111248.

57. . Enhanced hydrogen storage properties of NaBH4-Mg(BH4)2 composites by NdF3 addition / Jianguang Yuan [et al.] // Progress in Natural Science: Materials International. – 2022. – Volume 31. – Issue 4. – Pages 521-526.

58. . Nithin N. Raju. Parametric investigations on LCC1 based hydrogen storage system intended for fuel cell applications / Nithin N. Raju, Ila Abhay Kulkarni, P. Muthukumar // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022 (In press).

59. . Satya Prakash Padhee. Role of Mn-substitution towards the enhanced hydrogen storage performance in FeTi / Satya Prakash Padhee, Amritendu Roy, Soobhankar Pati // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022. – Volume 47. – Issue 15. – Pages 9357-9371.

60. . A review on underground hydrogen storage: Insight into geological sites, influencing factors and future outlook / Nasiru Salahu Muhammed [et al.] // Energy Reports. – 2022. – № 8. – Pp. 461-499.

61. . Exergo-economic analysis for screening of metal hydride pairs for thermochemical energy storage for solar baking system / Iqra Ayub [et al.] // Thermal Science and Engineering Progress. – 2022. – Volume 30. – 101271.

62. . СТО Газпром 2-3.5-051-2006. Нормы технологического проектирования магистральных газопроводов. – М.: ВНИИГаз, 2006. – 187 с.

63. . Булыгина Л. В. Методы повышения энергоэффективности компрессорных станций с газотурбинными газоперекачивающими агрегатами на стадии реконструкции / Л. В. Булыгина, В. И. Ряжских. – Вестник Воронежского государственного технического университета – ДОАО «Газпроект-инжиниринг», г. Воронеж. – 2017. – 32-39 с.

64. . РЭП Холдинг. – Газоперекачивающие агрегаты ГПА-32 «Ладога» мощностью 32 МВт / [Электронный ресурс] URL: https://www.reph.ru/production/type/30/211/

65. . Архаров И. А. Сравнение удельных затрат энергии в циклах реконденсации паров водорода для криогенных систем заправочных станций / И. А. Архаров, А. М. Архаров, Е. С. Навасардян // Международный научный журнал «Альтернативная энергетика и экология». – 2018. – № 04-06 (252-254). – С. 57-69.