Модернизация российских тепловых электростанций, работающих на природном газе, для производства водорода: сравнительная оценка стратегий отбора и возврата пара

Модернизация существующих тепловых электростанций (ТЭС), работающих на природном газе, для интегрированного производства водорода требует минимизации термодинамических потерь, связанных с отбором пара. В данном исследовании разработана термоэкономическая схема, основанная на коэффициенте потерь мощности (КП), для анализа и оптимизации этого компромисса. Проверенная модель крупномасштабной российской ТЭС (ТЭЦ-22) соединена с модульной системой высокотемпературного парового электролиза (HTSE), смоделированной в Aspen HYSYS. Проведено тщательное сравнение двух стратегий реинтеграции пара и конденсата: традиционной схемы конденсатора пара и новой схемы парогенератора, которая перенаправляет поток в систему регенеративной подачи воды. Пароводяной цикл основной ТЭС моделируется и проверяется с помощью United Cycle на основе реальных эксплуатационных данных, что позволяет достичь погрешности менее 0,02 % после учета закачки воды для регулирования температуры пара. Модули HTSE моделируются в Aspen HYSYS как точная копия эталонного дизайна, утвержденного Национальной лабораторией Айдахо. Проводится всесторонняя количественная оценка неопределенности, включая анализ чувствительности (диаграмма торнадо), сезонную оценку производительности (летний/зимний режимы) и анализ деградации SOEC за 5-летний период (0,5-0,75 % за 1000 часов). Результаты показывают, что конфигурация с пароконвектоматом снижает PLF с 1,7 % до 0,1 % летом и с 5,6 % до 4,9 % зимой, сохраняя электрическую мощность до 14 МВт по сравнению со схемой с пароконденсатором. Это улучшение приводит к последовательному снижению себестоимости водорода (LCOH₂) примерно на 16-17 % как в 2021, так и в 2025 годах в российских экономических условиях, что приводит к средним значениям LCOH2 на уровне 3,56-6,51 долл./кг при скорости производства водорода 0,2 кг/с на модуль. Удельный выброс CO2 в предлагаемой системе составляет 0,056 кг СО₂/кг H₂, что на два порядка ниже, чем у серого водорода, и значительно ниже, чем у зеленого водорода, получаемого при возобновляемом электролизе. Полученные результаты дают важнейшие рекомендации по тепловому проектированию, демонстрируя, что стратегия возврата конденсата является решающим параметром эффективности и экономической целесообразности перепрофилирования теплоэнергетических активов для когенерации водорода.

1. . Faisal, T. Tursoy and N. G. Resatoglu. Energy Consumption, Electricity, and GDP Causality; The Case of Russia, 1990-2011. Procedia Economics and Finance. − 2016; 39: 653-659.

2. . Monirul Islam M., Sohag K. and Shahbaz M. Assessment of Nexus between energy consumption and sustainable development in Russian Federation: A disaggregate analysis. World Development Sustainability. − 2022; 1:100027.

3. . Kartal M. T. et al. Effects of possible changes in natural gas, nuclear, and coal energy consumption on CO2 emissions: Evidence from France under Russia’s gas supply cuts by dynamic ARDL simulations approach // Applied Energy. − 2023; 339:120983.

4. . Pavel O. Leading prospects for the development of production asset management systems of Russian thermal power plants. in Proceedings of the 3rd International Conference on Social. Economic, and Academic Leadership (ICSEAL 2019) // Atlantis Press. − 2019.

5. . Chebac R. et al. ALFRED reactor and hybrid systems: A test case // Annals of Nuclear Energy. − 2023; 191:109934.

6. . Ghazaie S. H. et al. Comparative Analysis of Hybrid Desalination Technologies Powered by SMR // Energies. − 2020; 13(19):5006.

7. . Sadeghi K. et al. Comprehensive techno-economic analysis of integrated nuclear power plant equipped with various hybrid desalination systems // Desalination. − 2020; 493:114623.

8. . Sadeghi K. et al. Implementing Large-Scale Hybrid Desalination System Driven by Alfred Reactor and Parabolic-Trough Solar Power Plant, Equipped with Phase Change Material Storage System: The Case of Emirate. in Proceedings of EECE. 2020 // Cham: Springer International Publishing. − 2021.

9. . Sadeghi K. et al. Towards net-zero emissions through the hybrid SMR-solar cogeneration plant equipped with modular PCM storage system for seawater desalination // Desalination. − 2022; 524:115476.

10. . Kravchenko S. O. et al. Simulation of combined-cycle thermal power plant operation during the integration of a hydrogen production complex by the MSW gasification method // International Journal of Hydrogen Energy. − 2026; 198:151520.

11. . Zhuang Y. et al. A review of the hydrogen production Technologies’ global warming Potential: From the perspective of system boundary // Energy Conversion and Management: X. − 2026; 29:101429.

12. . Rogalev A. N. et al. Development of technologies for combined production of electricity and hydrogen on organic fuel without emissions of harmful substances into the atmosphere // International Journal of Hydrogen Energy. − 2025; 194:152415.

13. . Aminov R. Z., Bairamov A. N. and Kulbyakina A. V. Assessment of the efficiency of hydrogen production based on nuclear power plants for use in oil refining technology // International Journal of Hydrogen Energy. − 2025; 190:152165.

14. . Oussmou B., Sigue S. and Abderafi S. Review of green hydrogen production technologies, to choose the optimal process of electrolysis-renewable energy // Renewable and Sustainable Energy Reviews. − 2026; 225:116205.

15. . Brahim T. and Jemni A. Green hydrogen production: A review of technologies, challenges, and hybrid system optimization // Renewable and Sustainable Energy Reviews. − 2026; 225:116194.

16. . Mohsen F. M. et al. Advancements in green hydrogen production: A comprehensive review of prospects, challenges, and innovations in electrolyzer technologies // Fuel. − 2026; 404:136251.

17. . Sadeghi K. et al. Machine learning-based correlation for economic evaluation of HTSE-nuclear cogeneration plant // International Journal of Hydrogen Energy. − 2025; 114:337-351.

18. . Baiguini M., Marcoberardino G. Di and Giulio Iora P. High-temperature electrolysis integrated with advanced power cycles for the combined production of green hydrogen, heat and power // Energy Conversion and Management. − 2024; 322:119121.

19. . Immonen J. and Powell K. M. Hydrogen from solar? A rigorous analysis of solar energy integration concepts for a high temperature steam electrolysis plant // Energy Conversion and Management. − 2023; 298:117759.

20. . Zhang H. et al. A novel route for coal-fired power plants flexibility through the integration of H2/O2 burning and solid oxide electrolysis cells: Design and performance evaluation // Energy. − 2025; 314:134237.

21. . Novosel U., Živić M. and Avsec J. The production of electricity, heat and hydrogen with the thermal power plant in combination with alternative technologies // International Journal of Hydrogen Energy. − 2021; 46(16):10072-10081.

22. . Sadeghi K. et al. Power loss factor minimization and economic assessment of nuclear-hydrogen cogeneration via modular high-temperature steam electrolysis driven by a light-water reactor // International Journal of Hydrogen Energy. − 2024; 71:1104-1120.

23. . Kalmykov K. S. et al. Improving the efficiency of chp plants through the combined production of hydrogen, heat and electricity // International Journal of Hydrogen Energy. 2024; 51:49-61.

24. . Gorina O. Energy Efficiency of Hydrogen Technologies on Thermal Power Plant // Advances in Engineering Research. − 2021; 213.

25. . Abuzayed A., Liebensteiner M. and N. Hartmann. Hydrogen-ready power plants: Optimizing pathways to a decarbonized energy system in Germany // Applied Energy. – 2025; 395:126228.

26. . Mingyi L. et al. Thermodynamic analysis of the efficiency of high-temperature steam electrolysis system for hydrogen production // Journal of Power Sources. – 2008; 177(2):493-499.

27. . Wendt D. S., Knighton L. T. and Boardman R. D. High Temperature Steam Electrolysis Process Performance and Cost Estimates. 2022, Idaho National Lab. (INL), Idaho Falls, ID (United States).

28. . O’Brien J. E. et al. A 25 kW high temperature electrolysis facility for flexible hydrogen production and system integration studies // International Journal of Hydrogen Energy. – 2020; 45(32):15796-15804.

29. . Klosok-Bazan I., Gono M. and Svehlakova H. Water for Green Hydrogen Production. in 2024 24th International Scientific Conference on Electric Power Engineering (EPE). − 2024.

30. . Kavvadias K. C. and Khamis I. The IAEA DEEP desalination economic model: A critical review // Desalination. – 2010; 257(1):150-157.

31. . Wendt D. S., Knighton L. T. and Boardman R. D. High Temperature Steam Electrolysis Process Performance and Cost Estimates. − 2022.

32. . Sadeghi K. et al. Power loss factor minimization and economic assessment of nuclear-hydrogen cogeneration via modular high-temperature steam electrolysis driven by a light-water reactor // International Journal of Hydrogen Energy. – 2024; 71:1104-1120.

33. . Abolghasem M. et al. Enhancing nuclear cogeneration efficiency using the low-grade waste heat recovery from nuclear hydrogen production system // Nuclear Engineering and Design. – 2025; 441:114166.

34. . Sadeghi K. et al. Uncertainty quantification and sensitivity analysis in nuclear-driven hydrogen production cost: A Wilks’ statistical framework for global and Russian HTSE deployment // Annals of Nuclear Energy. – 2026; 227:112027.

35. . Nemosoft, TPP-22 Real-Time and Historical Performance Data for Russian Thermal Power Plan. Nemosoft LLC, https://nemosoft.ru/.

36. . Wendt D. S., Knighton L. T. and Boardman R. D. High Temperature Steam Electrolysis Process Performance and Cost Estimates. − 2022: United States. p. Medium: ED; Size: 99 p.

37. . Mocoteguy P. and Brisse A. ChemInform Abstract: A Review and Comprehensive Analysis of Degradation Mechanisms of Solid Oxide Electrolysis Cells // ChemInform. – 2014; 45(6).

38. . Üçok M. D. Prospects for hydrogen fuel cell vehicles to decarbonize road transport // Discover Sustainability. – 2023; 4(1):42.

39. . Fallah Vostakola M., et al. Recent Advances in High-Temperature Steam Electrolysis with Solid Oxide Electrolysers for Green Hydrogen Production // Energies. – 2023; 16(8):3327.

40. . Bo Y. et al. Status and research of highly efficient hydrogen production through high temperature steam electrolysis at INET // International Journal of Hydrogen Energy. – 2010; 35(7):2829-2835.

41. . Bühler L. and Möst D. Projecting technological advancement of electrolyzers and the impact on the competitiveness of hydrogen // International Journal of Hydrogen Energy. – 2025; 98:1174-1184.

42. . Haldor Topsoe plans SOEC tech for green hydrogen, ammonia // Fuel Cells Bulletin. – 2021; 2021(4):15.

43. . MultiPLHY project for green hydrogen at refinery in Rotterdam // Fuel Cells Bulletin. – 2020; 2020(4):10.

44. . Shamsi S. S. A. et al. Techno-economic Assessment of Advanced SOEC Systems for Hydrogen Production in South Korea: Bridging System Design and Regional Market Realities // Korean Journal of Chemical Engineering. – 2026; 43(2):477-493.