Комплексное исследование технико-экономической эффективности водородного энергетического комплекса с замкнутым топливным циклом

   Потребление электрической энергии неравномерно в течение дня. Работа АЭС наиболее эффективна в режиме максимального коэффициента использования установленной мощности по причине высоких общих капиталовложений при низкой доле топливных затрат. Для обеспечения высокого КИУМ могут использоваться системы аккумулирования электроэнергии на основе водородных технологий. В работе проведено комплексное исследование разработанного авторами водородного энергокомплекса с замкнутым топливным циклом при комбинировании с АЭС. На основе адаптации методологии сравнительной оценки эффективности энергокомплексов на АЭС разработана система удельных показателей. Данная система позволяет определить комплексную эффективность энергетических установок путем сложения удельных показателей, характеризующих достигаемые при их эксплуатации эффекты по отношению к вложенным в них средствам, в том числе с учетом экономии природного газа в энергосистеме. Дополнительно разработан удельный показатель, характеризующий эффект от снижения недожога водорода за счет реализации замкнутого цикла сжигания водорода. Проведена сравнительная оценка эффективности водородного энергокомплекса с замкнутым топливным циклом, показаны условия его экономической эффективности. Определены основные технико-экономические показатели и условия экономического превосходства водородного энергокомплекса над альтернативными вариантами. Преимущество водородного энергокомплекса по показателю накопленного чистого дисконтированного дохода в сравнении с продажей электроэнергии в сеть достигает 38,34 млн $. При удорожании капвложений в водородный энергокомплекс на 50 % высокая термодинамическая эффективность водородного комплекса позволяет сохранить конкурентоспособность в сравнении с продажей электроэнергии в энергосистему, однако она значительно снижается. Определена минимальная величина недожога водорода, при которой целесообразна реализация мероприятий по снижению недожога, в зависимости от тарифов на электроэнергию и стоимости мероприятий по снижению недожога. На основе полученных расчетных данных проведен анализ влияния полноты сжигания водородного топлива на удельные показатели эффективности водородного энергокомплекса. Определен удельный показатель эффективности мероприятий по снижению недожога. Показано, что даже с учетом удорожания капвложений в водородный энергокомплекс обеспечивается конкурентное преимущество в сравнении с ГАЭС практически во всем исследуемом диапазоне тарифов на электроэнергию и платы за мощность.

1. 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 // Energy Convers Manage. – 2022. – V. 269. – Pp. 116162.

2. Zhao G., Kraglund M. R., Frandsen H. L., Wulff A. C., Jensen S. H., Chen M., Graves C. R. Life cycle assessment of H₂ O electrolysis technologies // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V. 45(43). – Pp. 23765-23781.

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 // International Journal of Hydrogen Energy. – 2017. – V. 42(41). – Pp. 25813-25823.

5. Sorgulu F., Dincer I. Cost evaluation of two potential nuclear power plants for hydrogen production // International Journal of Hydrogen Energy. – 2018. – № 43(23). – Pp. 10522-10529.

6. Yurin V. E., Egorov A. N. Primary frequency regulation in the power system by nuclear power plants based on hydrogen-thermal storage // International Journal of Hydrogen Energy. – 2022. – V. 47. – I. 8. – Pp. 5010-5018. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2021.11.197

7. Aminov R. Z., Egorov A. N. Experimental and theoretical study of combustion efficiency of hydrogen-oxygen mixture at pressure of 0.25 to 6.0 MPa // International Journal of Energy Research. – 2022. – V. 46. – I. 12. – Pp. 17682-17692. DOI: 10.1002/er.8383

8. Aminov R. Z., Egorov A. N. Increasing capacity of a nuclear power plant unit using the hydrogen-fueled feedwater heating system // International Journal of Energy Research. – 2020. – V. 44. – I. 7. – Pp. 5609-5620. DOI: 10.1002/er.5310

9. Шпильрайн Е. Е., Малышенко С. П., Кулешов Г. Г. Введение в водородную энергетику. – Москва: Энергоатомиздат, 1984. – 264 с.

10. Варгафтик Н. Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Наука, 1972. – 720 с.

11. Sternfeld H. J., Heinrich P. A demonstration plant for the hydrogen/oxygen spinning reserve // International Journal of Hydrogen Energy. – 1989. – V. 14. – I. 10. – Pp. 703-716.

12. Fröhlke K., Haidn O. J. Spinning reserve system based on H₂/O₂ combustion // Energy Convers. Mgmt. – 1997. – V. 38. – I. 10-13. – Pp. 983-993.

13. Haidn O. J., Fröhlke K., Carl J., Weingartner S. Improved combustion efficiency of a H₂/O₂ steam generator for spinning reserve application // International Journal of Hydrogen Energy. – 1998. – V. 23. – I. 6. – Pp. 491-497.

14. Aminov R. Z., Egorov A. N., Schastlivtsev A. I. Investigation on Combustion Efficiency of the Hydrogen-Oxygen Mixture at Various Pressures and Excess Oxidizer Based on Experimental and Theoretical Studies // International Journal of Hydrogen Energy. – 2023. – V. 48. – I. 94. – Pp. 36946-36954. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2023.06.057

15. Yurin V. E., Egorov A. N. Predictive economic efficiency of combining nuclear power plants with autonomous hydrogen power complex // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – V. 46. – I. 63. – Pp. 20-27. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2021.07.132

16. Malyshenko S. P., Gryaznov A.N., Filatov N.I. High-pressure H₂/O₂ – steam generators and they possible applications // International Journal of Hydrogen Energy. 2004. V. 29. pp. 589-596.

17. Development of Hydrogen-combustion Turbine. 1998. https://www.enaa.or.jp/WE-NET/report/1998/english/8_2.htm.

18. Aminov R. Z., Egorov A. N. Evaluation of the efficiency of combining wet-steam NPPs with a closed hydrogen cycle // IOP Conf. Series: Journal of Physics: Conf. Series. – 2018. – Vol. 1111. – 012022. DOI: 10.1088/1742-6596/1111/1/012022

19. Egorov A. N., Yurin V. E. Comprehensive methodology for identifying tariff zones of efficiency of hydrogen-thermal accumulation system at the NPP // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – V. 46. – I. 69. – Pp. 34097-34104. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2021.08.030

20. Yurin V. E., Egorov A. N., Bashlykov D. O. The concept of autonomous hydrogen energy complex: Adaptation of large nuclear power units to uneven energy consumption schedules // Nuclear Engineering and Design. – 2024. – V. 426. – P. 113328. DOI: 10.1016/j.nucengdes.2024.113328

21. Yurin V. E., Egorov A. N., Bashlykov D. O. Cooldown of a water-cooled reactor during the natural circulation mode using decay heat of the core and a low-power steam turbine // Nuclear Engineering and Design. – 2023. – V. 409. – P. 112364. DOI: 10.1016/j.nucengdes.2023.112364

22. Samet J., Seo J. «The Financial Costs of the Chernobyl Nuclear Power Plant Disaster: A Review of the Literature». 2016www.greencross.ch/uploads/media/2016_chernobyl_costs_report.pdf.

23. Green J. The economic impacts of the Fukushima disaster // World Information Service on Energy. – 2016. – Nuclear Monitor Issue: 836. – P. 4609. https://wiseinternational.org/nuclear-monitor/836/economic-impacts-fukushima-disaster.

24. Samanta P., Kim I. S., Uryasev S. Emergency diesel generator: Maintenance and failure unavailability, and their risk impacts // Report NUREG / CR – 5994 of the Brookhaven National Laboratory. – 1994. – V. 26. – Pp. 211.

25. Battle R. E. Emergency ac power systems operating experience at US nuclear power plants-1976 through 1983 / Nuclear Energy Agency of the OECD. Report NEA-CSNI-R1986-115 of the operated by Martin Marietta Energy Systems, Inc., for U. S. – 1986. – V. 47. – Pp. 21.

26. Taylor J. M. U. S. Nuclear Regulatory Commission. SECY-93-044. Subject: Resolution of Generic Safety. «Diesel Generator Reliability». – 1993. – I. – B56. – P. 2.

27. Winfield D. J., McCauley G. M. CRL Research Reactor Diesel Generator Reliability Study 1960 – 1992 // Atomic Energy of Canada Limited Research. – 1994. – V. 2. – P. 52.

28. 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. DOI: 10.1007/s10512-017-0219-y

29. IAEA Specific Safety Requirements No. SSR2/1 (Rev. 1): Safety of Nuclear Power Plants: Design. 2016. https://www-pub.iaea.org/MTCD/Publications/PDF/Pub1715web-46541668.pdf.

30. Aminov R. Z., Egorov A. N., Yurin V. E. Hydrogen cycle, based backup for NPP internal needs during a blackout // Atomic Energy. – 2013. – V. 114. – I. 4. – Pp. 289-292. DOI: 10.1007/s10512-013-9712-0

31. Aminov R. Z., Yurin V. E., Kuznetsov D. Y. Investigation of the Cooling of Water-Cooled and -Moderated Reactors Based on Electricity Generation Via Residual Heat in Emergency Situations with De-Energization // Atomic Energy. – 2020. – V. 128(4). – Pp. 211-217. DOI: 10.1007/s10512-020-00676-6

32. Прокопенко А. Г., Мысак И. С. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС. – Москва: Энергоатомиздат, 1990. – 320 с.

33. Yurin V. E., Egorov A. N. Multi-channel general reservation of NPP own needs on the basis of combination with autonomous hydrogen energy complex // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024. – V. 60. – Pp. 1068-1076. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2024.01.225

34. Stewart W. R., Shirvan K. Capital cost estimation for advanced nuclear power plants // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2022. – V. 155. – P. 111880.

35. Aminov R. Z., Bairamov A. N., Garievskii M. V. Assessment of the performance of a nuclear-hydrogen power generation system // Thermal Engineering. – 2019. – V. 66. – I. 3. – Pp. 196-209.

36. Grigoriev S. A. et al. Current status, research trends, and challenges in water electrolysis science and technology // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V. 45. – I. 49. – Pp. 26036-26058.

37. Тахтамышев А. Г. Примеры расчета стальных конструкций. – М.: Стройиздат, 1978. – 239 c.

38. Аминов Р. З., Байрамов А. Н. Оценка удельных капиталовложений в цилиндрические емкости для хранения газообразного водорода // Известия Высших учебных заведений. Проблемы энергетики. – 2007. – № 5-6. – С. 69-77.

39. Столяревский А. Я. Хемотермические циклы и установки аккумулирования энергии // Альтернативная энергетика и экология (ISJAEE). – 2005. – № 3 (23). – С. 45-58.

40. Текущий ремонт газотурбинных установок ГТУ ст.№ 6-9 СП «Майская ГРЭС». Центр электронных торгов. www.b2b-center.ru.

41. Aminov R. Z., Egorov A. N., Yurin V. E. et al. Multifunctional Backup for NPP Internal Needs // Atomic Energy. – 2017. – V. 121. – I. 5. – Pp. 327-333. DOI: 10.1007/s10512-017-0206-3

42. Average Power Plant Operating Expenses for Major U.S. Investor-Owned Electric Utilities, 2008 through 2018. https://www.eia.gov/electricity/annual/html/epa_08_04.html.

43. Summer energy market and reliability assessment / Federal Energy Regulatory Commission. 2020. https://www.ferc.gov/market-assessments/reports-analyses/mkt-views/2017/2017-summer-assessment.pdf.

44. European electricity markets panorama: France / AleaSoft Energy forecasting 2020. https://aleasoft.com/european-electricity-markets-panorama-france.

45. Приказ ФАС России от 15 декабря 2020 г. № 1222/20. http://pravo.gov.ru/proxy/ips/?docbody=&prevDoc=102153529& back-link=1&nd=102958996&rdk=

46. Приказ Федеральной службы по тарифам от 13 октября 2010 г. N 486-э «Об утверждении Порядка определения цены на мощность вводимых в эксплуатацию новых атомных и гидроэлектростанций (в том числе гидроаккумулирующих электростанций)» / Федеральная служба по тарифам. – 2010.

47. Aminov R. Z., Bayramov A. N. Current state and prospects of hydrogen production at NPPs // Thermal Engineering. – 2021. – V. 68. – I. 9. – Pp. 663-672.

48. Шпильрайн Э. Э., Малышенко С. П. Основные направления использования водорода в энергетике // Российский химический журнал. – 1993. – Т. 37. – № 22. – С. 10-17.

49. Малышенко С. П. Исследования и разработки ОИВТ РАН в области водородных энерготехнологий // Альтернативная энергетика и экология (ISJAEE). – 2011. – № 3(95). – C. 10-34.

50. Bebelin I. N., Volkov A. G., Gryaznov A. N., Malyshenko S. P. Development and investigation of an experimental hydrogen-oxygen steam generator of 10-mw thermal capacity // Thermal Engineering. – 1997. – V. 44. – I. 8. – Pp. 657-662.

51. Малышенко С. П., Назаров О. В., Сарумов Б. А. Термодинамические аспекты использования водорода для решения некоторых задач энергетики // Теплоэнергетика. – 1986. – № 10. – С. 43-47.

52. Аминов Р. З., Егоров А. Н. Эффективность сжигания водорода с избытком окислителя в замкнутом водородном цикле на АЭС // Альтернативная энергетика и экология (ISJAEE). – 2019. – № 22-27. – C. 53-63. DOI: 10.15518/isjaee.2019.22-27.053-063

53. Malyshenko S. P., Prigozhin V. I., Savich A. R. et al. Effectiveness of steam generation in oxyhydrogen steam generators of the megawatt power class // High Temperature. – 2012. – V. 50. – Pp. 765-773.

54. Малышенко С. Л., Пригожин В. И., Рачук В. С. Водород-кислородные парогенераторы // Современное машиностроение. – 2009. – № 2-3(8-9). – 54 с.

55. Пат. РФ 2661231. Способ водородного перегрева пара на АЭС / Аминов Р. З., Егоров А. Н. 2018. Бюл. № 20.

56. Aminov R. Z., Egorov A. N. Assessment of technical and economic efficiency of a closed hydrogen cycle at NPP // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020. – V. 45. – I. 32. – Pp. 15744-15751. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2020.04.068

57. Распоряжение Правительства Российской Федерации № 705-р. 2016. http://government.ru/docs/22720

58. Асмолов В. Г., Гусев И. Н., Казанский В. Р., Поваров В. П., Стацура Д. Б. Головной блок нового поколения – особенности проекта ВВЭР-1200 // Известия вузов. Ядерная энергетика. – 2017. – № 3. – С. 5-21.

59. Egorov A. N., Yurin V. E., Makarov D. E. Research on the Influence of Completeness of Hydrogen-Oxygen Mixture Combustion on the Safety of the Hydrogen Energy Complex Equipment at Nuclear Power Plants // EEA-III 2024. AIP Conf. Proc. 2024. 3243. 020089. DOI: 10.1063/5.0247442

60. Weimin Z., Chunsheng Z. Mass energy storage // Water Power & Dam Construction. – 2006. – V. 10. – Pp. 24-32.

61. Water Power and Dam Construction. http://www.waterpowermagazine.com.

62. Swiegers G. F., Hoang A. L., Hodges A., Tsekouras G., Lee C. -Y., Wagner K., Wallace G. Current status of membraneless water electrolysis cells // Current Opinion in Electrochemistry. – 2022. – V. 32. – P. 100881.

63. Jang D., Cho H. -S., Kang S. Numerical modeling and analysis of the effect of pressure on the performance of an alkaline water electrolysis system // Applied Energy. – 2021. – V. 287. – P. 116554.

64. Matute G., Yusta J. M., Correas L.C. Techno-economic modelling of water electrolysers in the range of several MW to provide grid services while generating hydrogen for different applications: A case study in Spain applied to mobility with FCEVs // International Journal of Hydrogen Energy. – 2019. – V. 44. – I. 3. – Pp. 17431-17442.