Аннотация результатов, полученных в 2021 году
Проведен аналитический обзор известных подходов «холодного сжигания» водорода для производства электроэнергии, в том числе на основе обратимых топливных элементов. Достигнутый уровень мощности топливных элементов составляет: для щелочного типа 1-100 кВт при КПД 60-70%; с протон-обменной мембраной – 1-300 кВт с КПД 43-68%; с фосфорной кислотой – 1-200 кВт с КПД 40-55%; с расплавленным карбонатом – 250-2000 кВт при непродолжительном сроке службы и КПД 55-65%; твердооксидного типа – 1-200 кВт с КПД 55-65%. В настоящее время удельные капиталовложения в энергоустановки с низкотемпературными топливными элементами на протон-обменной мембране составляют 1860-1540 долл./кВт в зависимости от мощности. Средняя стоимость энергоустановок на основе твердооксидных топливных элементов мощностью 250 кВт по оценкам экспертов составила 1720-1430 долл./кВт в зависимости от мощности. К 2035г. прогнозируется снижение стоимости в среднем до 960 и 770 долл./кВт соответственно. Одним из основных преимуществ топливных элементов является возможность максимально быстро и эффективно подхватить нагрузку и обеспечить электроснабжение потребителей, в том числе в случае аварийной ситуации. При этом обеспечивается высокая надежность за счет прямого преобразования химической энергии водорода в электрическую. Перспективным направлением разработок в области топливных элементов является бифункциональный электрохимический элемент (БФЭ) твердооксидного типа. Удельные капвложения в опытно-промышленные образцы на 2021г. составляли порядка 2130-2470 долл./кВт и 2330-2640 долл./кВт для установок на основе протон-обменной мембраны и твердооксидного типа соответственно. Проведен анализ особенностей производства водорода методом электролиза воды, хранения в связанном состоянии в металлогидридах и в сжатом газообразном состоянии. В настоящее время удельные капиталовложения в электролизеры с щелочным электролитом и с твердополимерной мембраной составляют порядка 3100-2050 долл./кВт и 2500-1750 долл./кВт при мощности до 1 МВт. В перспективе до 2035г. прогнозируется снижение удельной стоимости электролизных установок до 950 и 740 долл./кВт соответственно. Срок службы таких электролизеров составляет порядка 70-90 тыс. часов. Удельная стоимость хранения водорода на основе Mg, легированного V2O5, составляет порядка 130 долл./кгН2. При использовании чистого магния (MgH2) удельная стоимость хранения составляет 1075 долл./кгН2. Удельная стоимость хранения водорода в металлических сосудах составляет порядка 350-470 долл./кгН2. Такой способ в наибольшей степени подходит для непродолжительного хранения малого и среднего объема газообразного водорода, в том числе при аккумулирования внепиковой электроэнергии за счет его производства методом электролиза воды. Разработана методика и проведена предварительная сравнительная оценка капиталовложений, эксплуатационных характеристик и эффективности конверсии внепиковой электроэнергии АЭС для разработанной в рамках проекта схемы использования водорода для аккумулирования и производства электроэнергии на базе БФЭ и системы водородно-теплового аккумулирования. Как показали расчеты, комбинирование АЭС с БФЭ более эффективно с точки зрения конверсии внепиковой электроэнергии. При этом преимущество БФЭ составляет 2,84-4,25% и 7,72-11,58% при КПД в режиме производства пиковой электроэнергии 50% и 60% соответственно, что соответствует на 5,1-7,66 МВт и 13,9-20,85 МВт больше вырабатываемой пиковой электроэнергии. С ростом эффективности режима электролиза преимущество БФЭ также увеличивается. Проведена сравнительная оценка системы на базе бифункциональных топливных элементов и системы на базе водородно-теплового аккумулирования в комбинировании с АЭС по критерию себестоимости дополнительной электроэнергии. Как показали расчеты, на современном этапе развития технологий использование БФЭ менее эффективно в сравнении с системой на базе водородно-теплового аккумулирования с точки зрения себестоимости производства пиковой электроэнергии. При этом преимущество последней составляет от 9,68% на перспективу (до 2035г.) без учета экономического эффекта от предотвращения разгрузки АЭС до 25,31% на текущий момент с учетом экономического эффекта от предотвращения разгрузки АЭС. Определен целевой уровень базовых (установки единичной мощностью 250 кВт) удельных капвложений в предлагаемую систему БФЭ, обеспечивающий равную технико-экономическую эффективность в сравнении с водородно-тепловым аккумулированием, который составил 1079-1134 долл./кВт для рассматриваемого уровня потребляемой внепиковой мощности 100-500 МВт. На основе проведенного аналитического обзора известных подходов «холодного сжигания» водорода для производства электроэнергии разработан перспективный подход к обеспечению АЭС базовой нагрузкой на основе комбинирования системы «горячего» сжигания водорода в кислородной среде с получением водяного пара высоких параметров и системы «холодного» сжигания водорода в топливных элементах с возможностью использования дополнительного теплового аккумулирования. Повышение эффективности и надежности от такого комбинированного подхода достигается за счет того, что обеспечивается эффективная работа системы «горячего» сжигания водорода с наименьшим износом и высокая скорость и надежность подхвата нагрузки за счет применения топливных элементов. Для проведения комплексного сравнительного анализа эффективности разрабатываемых схем комбинированного использования водородных технологий на АЭС разработана методика, позволяющая учесть особенности режима работы и эксплуатационные затраты в систему аккумулирования и производства пиковой электроэнергии, а также требования к эффективности, надежности, безопасности, ужесточение экологических норм для энергогенерирующих установок и особенности структуры генерирующих мощностей в энергосистеме РФ.

Аннотация результатов, полученных в 2022 году
Разработан программный комплекс, позволяющий проводить прогнозирование и поиск оптимальных путей развития водородных технологий в энергосистемах с высокой долей атомных электрических станций (АЭС) с учетом изменяющихся системных факторов. Данный программный комплекс предназначен для расчета и сравнительного анализа технико-экономической эффективности реализации систем аккумулирования внепиковой и выработки пиковой электроэнергии на АЭС с использованием следующих водородных технологий: обратимые топливные элементы (ОТЭ) («холодное» сжигание) и водород-тепловое аккумулирование с использованием водород-кислородного парогенератора (ВТА) («горячее» сжигание). Получаемые результаты расчета позволяют сделать вывод о технико-экономической эффективности и целесообразности инвестирования в ту или иную систему конверсии внепиковой электроэнергии на АЭС с учетом заданных условий. Разработаны и обоснованы принципиальные схемы комбинирования АЭС с водородным энергокомплексом (ВЭК) на базе водородно-теплового аккумулирования и на базе обратимых топливных элементов. Разработана универсальная (обобщенная) схема использования вышеперечисленных водородных технологий на АЭС, которая может включать в себя как систему «горячего» сжигания водорода в кислородной среде с получением водяного пара высоких параметров с возможностью использования дополнительного теплового аккумулирования (на основе ВТА), так и систему «холодного» сжигания водорода в топливных элементах, в том числе обратимых топливных элементах. В разработанной обобщенной схеме в качестве системы аккумулирования электроэнергии из энергосистемы или непосредственно от АЭС может использоваться как электролизное оборудование для получения водорода и кислорода, так и системы водородного-теплового аккумулирования, в которых имеется возможность аккумулирования тепловой энергии в виде горячей воды, что повышает эффективность системы «горячего» сжигания водорода и всего энергокомплекса в целом. Также за счет использования ОТЭ может замещаться электролизное оборудование. Проведен сравнительный анализ технико-экономических показателей разработанных вариантов ВЭК, в том числе себестоимость и накопленный чистый дисконтированный доход. Использование ОТЭ более эффективно с точки зрения предотвращения разгрузки АЭС и с учетом принятых параметров, эффективность конверсии внепиковой электроэнергии составила 48,89% и 38,5% для ОТЭ и ВТА соответственно. Показано, что при удельных капвложениях в ОТЭ на уровне 1700 долл./кВт и тарифе на внепиковую электроэнергию 0,5 руб./кВт·ч использование ОТЭ целесообразно только при мощности аккумулирования не более 190 МВт. При тарифе на внепиковую электроэнергию 1 руб./кВт·ч ОТЭ становится конкурентоспособным при более высоких удельных капвложениях на уровне 1850 долл./кВт или при мощности аккумулирования до 75 МВт и удельных капвложениях на уровне 1900 долл./кВт. На основе обобщения полученных результатов разработана номограмма для оценки себестоимости производства пиковой электроэнергии на базе сравниваемых вариантов. Данная номограмма связывает между собой три варьируемых параметра, влияющих на эффективность ВЭК: внепиковый тариф на электроэнергию, уровень мощности внепикового энергопотребления и удельные капвложения в энергоустановку. Показано, что что для рассматриваемых исходных условий, показатель себестоимости находится в диапазоне от 1,51 до 2,92 руб./кВт·ч. Проведен комплексный сравнительный анализ и ранжирование рассмотренных вариантов реализации водородных технологий на АЭС в сравнении с разработанной схемой получения товарных водорода и кислорода с дополнительной их очисткой и в сравнении с ГАЭС. При этом рассмотрен диапазон электрической мощности в режиме зарядки 50-500 МВт. Как показали расчеты, на текущий период при производстве пиковой электроэнергии с учетом экономического эффекта от предотвращения разгрузки АЭС система на базе ОТЭ менее эффективна в сравнении с ВТА при мощности зарядки до 150 МВт. На перспективу до 2035г. использование ОТЭ эффективнее во всем диапазоне мощности внепикового энергопотребления. Достигаемое снижение себестоимости производства пиковой электроэнергии с учетом экономического эффекта от вынужденной разгрузки АЭС составляет для ОТЭ в среднем 0,51 руб./кВт·ч, для ВТА – в среднем 0,697 руб./кВт·ч. Проведена сравнительная оценка по показателю накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД). С учетом экономического эффекта от предотвращения вынужденной разгрузки АЭС на текущий период при мощности внепикового электропотребления более 360 МВт и на перспективу до 2035г. во всем диапазоне внепиковой мощности использование ВЭК более эффективно. Без учета данного экономического эффекта использование ВТА менее эффективно на текущий период, а на перспективу до 2035г. менее эффективно при мощности внепикового электропотребления менее 210 МВт. На текущий период при мощности зарядки менее 300 МВт производство товарного водорода/кислорода за счет внепикового энергопотребления оказывается наиболее предпочтительным вариантом реализации ВЭК. При этом учет экономического эффекта от вынужденной разгрузки АЭС приводит к увеличению достигаемого НЧДД в среднем на 5642, 4838 и 4538 млн. руб. для производства товарного водорода/кислорода, ОТЭ и ВТА соответственно. Однако в перспективе до 2035г. ОТЭ будет эффективнее во всем диапазоне внепиковой мощности. При этом учет экономического эффекта от вынужденной разгрузки АЭС приводит к увеличению достигаемого НЧДД в перспективе до 2035г. в среднем на 6236, 5314 и 5100 млн. руб. для производства товарного водорода/кислорода, ОТЭ и ВТА соответственно. С учетом высокой эффективности конверсии электроэнергии с использованием ОТЭ увеличение цены природного газа повышает конкурентоспособность их использования за счет увеличения замыкающих затрат в альтернативные, менее эффективные, системы аккумулирования внепиковой электроэнергии. Кроме того, в силу более высокой эффективности наиболее предпочтительно использование ОТЭ на основе твердо-оксидного электролита. При этом использование ВЭК на текущий период для производства товарного водорода/кислорода в циклическом режиме оптимально при мощности внепикового энергопотребления менее 300 МВт и ограничено наличием рынков сбыта.