Разработка и исследование технологических схем АЭС с интегрированными системами водородного аккумулирования

Одним из препятствий на пути широкомасштабного внедрения АЭС является низкая маневренность атомных энергоблоков, повысить которую возможно за счет интеграции системы аккумулирования энергии. Возможным способом решения данной проблемы является производство водорода с помощью электролиза воды в периоды провала нагрузки и его сжигание в газотурбинной установке в часы пикового потребления. В настоящей работе описаны разработанная технологическая схема АЭС с электролизером и водородной газотурбинной установкой, методика и результаты моделирования. Расчетным путем установлено, что КПД разработанного технологического решения превышает на 1,7% КПД АЭС с электролизером и топливным элементом. Кроме того, установлено, что для АЭС с электролизером и водородной газотурбинной установкой появляется маржинальная прибыль при отношении цен на электроэнергию в периоды пика и провала, превышающим 4.

1. . Акаев А. А. Влияние углеводородных энергоресурсов на динамику мирового экономического развития в XXI в // Экономическая наука современной России. – 2014. – №. 2 (65). – С. 34-46.

2. . McNeill J. R. Something New Under the Sun: An Environmental History of the Twentieth-Century World (The Global Century Series). W.W. Norton & Company. – 2001. – 452 p.

3. . Cooper R. N., Houghton J. T., McCarthy J. J., Metz B. Climate Change 2001: The Scientific Basis // Foreign Affairs. – 2002. – № 1. – Т. 81. – С. 208.

4. . «Новатэк» и «Северсталь» к 2023 г. запустят совместный водородный проект // Ведомости. – 2021. [Электронный ресурс]. URL: https://www.vedomosti.ru/business/articles/2021/06/03/872835-novatek-severstal (Дата обращения: 06.07.2023).

5. . «Газпром» планирует участвовать в реализации пилотных проектов водородной энергетики в России. [Электронный ресурс]. URL: https://www.gazprom.ru/press/news/2021/november/article543362/ (Дата обращения: 06.07.2023).

6. . Qazi U. Y. Future of hydrogen as an alternative fuel for next-generation industrial applications; challenges and expected opportunities // Energies. – 2022. – №. 13. – V. 15. – P. 4741.

7. . Incer-Valverde J., Korayem A., Tsatsaronis G., Morosuk T. «Colors» of hydrogen: Definitions and carbon intensity // Energy conversion and management. – 2023. – V. 291. – P. 117294.

8. . Roy R., Antonini G., Hayibo K. S., Rahman M. M., Khan S., Tian W., Pearce J. M. Comparative techno-environmental analysis of grey, blue, green/ yellow and pale-blue hydrogen production // International Journal of Hydrogen Energy. – 2025. – V. 116. – Pp. 200-210.

9. . Sebbahi S., Nabil, N., Alaoui-Belghiti A., Laasri S., Rachidi S., Hajjaji A. Assessment of the three most developed water electrolysis technologies: alkaline water electrolysis, proton exchange membrane and solid-oxide electrolysis // Materials today: proceedings. – 2022. – V. 66. – Pp. 140-145.

10. . Balthasar W. Hydrogen production and technology: today, tomorrow and beyond // International Journal of Hydrogen Energy. – 1984. – № 8. – V. 9. – Pp. 649-668.

11. . Holladay J. D., Hu J., King D. L., Wang Y. An overview of hydrogen production technologies // Catalysis Today. – 2009. – № 4. – V. 139. – Pp. 244-260.

12. . Ji M., Wang J. Review and comparison of various hydrogen production methods based on costs and life cycle impact assessment indicators // International Journal of Hydrogen Energy. – 2021. – № 78. – V. 46. – Pp. 38612-38635.

13. . Wang L., Chen M., Küngas R., Lin T. E., Diethelm S., Maréchal F. Power-to-fuels via solid-oxide electrolyzer: Operating window and techno-economics // Renewable and Sustainable Energy Reviews. – 2019. – V. 110. – Pp. 174-187.

14. . Cinti G., Discepoli G., Bidini G., Lanzini A., Santarelli M. Co-electrolysis of water and CO2 in a solid oxide electrolyzer (SOE) stack // International Journal of Energy Research. – 2016. – №. 2. – V. 40. – Pp. 207-215.

15. . Kindra V. O., Maksimov I. A., Komarov I. I., Osipov S. K., Zlyvko O. V. Small power nuclear plants: technical level and prospects for commercialization // Thermal Engineering. – 2024. – №. 4. – V. 71. – Pp. 287-300.

16. . Kindra V. O., Rogalev A. N., Kovalev D. S., Ilin I. V., Levina A. I. Research and development of high temperature gas-cooled reactor nuclear power plants for combined production of electricity, heat and hydrogen // International Journal of Hydrogen Energy. – 2025; 148:149968

17. . Aminov R., Egorov A. Increasing capacity of a nuclear power plant unit using the hydrogen-fueled feedwater heating system // International Journal of Energy Research. – 2020. – №. 7.– V. 44. – Pp. 5609-5620.

18. . Brown L. C., Besenbruch G. E., Lentsch R. D., Schultz K. R., Funk J. F., Pickard P. S., Showalter S. K. High efficiency generation of hydrogen fuels using nuclear power. General Atomics, San Diego, CA (United States). – 2003.

19. . Naterer G. F., Dincer I., Zamfirescu C. Hydrogen production from nuclear energy. – London: Springer, 2013. – P. 492.

20. . Kindra V., Maksimov I., Oparin M., Zlyvko O., Rogalev A. Hydrogen technologies: a critical review and feasibility study // Energies. – 2023. – №. 14. – V. 16. – P. 5482.

21. . Aminov R. Z., Egorov A. N., Bairamov A. N. Assessing the Effectiveness of NPP Participation in Covering Peak Electrical Loads Based on Hydrogen Technology // Thermal Engineering. – 2024. – №. 2. – V. 71. – Pp. 125-141.

22. . Kopasz J. et al. 2020 Hydrogen and Fuel Cell Technologies Market Report. – Argonne National Lab. (ANL), Argonne, IL (United States), 2022. – №. ANL-22/04.

23. . Nose M., Kawakami T., Araki H., Senba N., Tanimura S. Hydrogen-fired Gas Turbine Targeting Realization of CO2-free Society. – 2018. – № 4. – V. 55.

24. . Aziz M., Wijayanta A. T., Nandiyanto A. B. D. Ammonia as Effective Hydrogen Storage: A Review on Production, Storage and Utilization: 12 // Energies. Multidisciplinary Digital Publishing Institute. – 2020. – № 12. – V. 13. – P. 3062.

25. . Inoue K., Miyamoto, K., Domen S., Tamura I., Kawakami T., Tanimura S. Development of hydrogen and natural gas co-firing gas turbine // Mitsubishi Heavy Industries Technical Review. – 2018; 55(2):1.

26. . Костарев В. С., Ширманов И. А., Литвинов Д. Н., Щеклеин С. Е. Об определении оптимальных термодинамических параметров реактора ВВЭР-1200 при помощи компьютерного моделирования // Физика. Технологии. Инновации (ФТИ-2021). – Екатеринбург, УрФУ. – 2021. – C. 484-492.

27. . Aspen Technology, Inc. Aspen Plus. [Available online] URL: https://www.aspentech.com/en/products/engineering/aspen-plus (Accessed on 19 July 2021).

28. . Lemmon E. W., Bell I. H., Huber M. L., McLinden M. O. NIST Standard Reference Database 23: Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties-REFPROP; Version 10.0, National Institute of Standards and Technology; Standard Reference Data Program: Gaithersburg, MA, USA, 2018.

29. . Кархов А. Н. Проблемы оценки инвестиционных проектов АЭС // Экономическая динамика и инновационное развитие. – М.: Изд-во ИНП. – 2007.

30. . Purnami P., Nugroho W. S., Hakim L., Gede Wardana I. N. Development of a magnetic rotator to enhance the hydrogen evolution reaction in a proton exchange membrane water electrolysis cell // Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. – 2024. – № 1. – V. 131.