Аннотация результатов, полученных в 2022 году
Выполнен анализ структуры производства и потребления энергии в следующих странах: Российская Федерация, Китай, США, Канада, Германия. Установлено, что в сегменты накопителей энергии большой мощности (от нескольких десятков до нескольких сотен МВт) преобладающей технологией являются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС). Отечественный опыт строительства крупных аккумулирующих станций на сегодняшний день ограничен внедрением гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС), среди которых стоит выделить Загорскую ГАЭС, Кубанскую ГАЭС и Зеленчукскую ГЭС-ГАЭС. В то же время мировой опыт эксплуатации ВАЭС (преимущественно в Германии и США) вкупе с заметной тенденцией к развитию данной отрасли (проекты ВАЭС United Technologies, Seneca и др.) показывает большую заинтересованность в использовании подобных пиковых или околопиковых установок. Выполнен анализ различных систем накопления энергии. Показано, что наравне с ГАЭС и ВАЭС перспективными способами хранения энергии являются проточные окислительно-восстановительные батареи и системы хранения водородной энергии. Предложена классификация ВАЭС, согласно которой ВАЭС подразделяются на диабатические (Д-ВАЭС), адиабатические (А-ВАЭС) и изотермические циклы (И-ВАЭС). Выполнено моделирование тепловых схем приоритетных ВАЭС в среде Aspen HYSYS: Seneca-1А, ВАЭС United Technologies, ВАГТЭ Матагорда. По итогам моделирования были определены ключевые параметры, среди которых: суммарная мощность компрессоров, расход воздуха через компрессоры, расчетный объем хранилища, расчетная температура в хранилище, максимальное давление в хранилище, суммарная мощность турбин, расход рабочего тела через одну турбину высокого давления, расход рабочего тела через одну турбину низкого давления, давление воздуха перед турбиной высокого давления, давление воздуха перед турбиной низкого давления, период полной зарядки/разрядки, суммарный расход природного газа, температура уходящих газов, КПД по отпуску электроэнергии. Результаты расчета использованы для разработки и моделирования перспективных тепловых схем ВАЭС для применения в энергосистеме Российской Федерации На основании разработанного стенда ВАЭС малой мощности предложены ряд схемных решений для установок мощностью до 1 МВт с учетом комбинированной выработки электрической энергии, тепла и холода Для ВАЭС малой мощности (до 1 МВт) в зависимости от режима использования предложено 2 комплектации установки – южная, с упором на выработку электроэнергии и холода для систем кондиционирования и северная, с упором только на выработку электроэнергию. В северном исполнении возможны три варианта – классический адиабатический, изотермический и прямоточный. Проведены расчеты теплотехнических свойств материалов с фазовым переходом (соли различных металлов) с точки зрения применимости в качестве накопителей для рекуперации тепловой энергии внутри цикла ВАЭС. В среде ANSYS выполнено численное моделирование процесса плавления/кристаллизации в диапазоне температур 100 – 350 С, с помощью которого определено время достижения температуры плавления и время фазового перехода. Показано, что поток воздуха не всегда обеспечивает равномерный подвод тепла к гранулам слоя. В то же время, с помощью моделирования можно определить время достижения температуры плавления, время фазового перехода и время дальнейшего накопления тепловой энергии. Выполнен расчет режимов работы ВАЭС в комбинации с ТЭЦ ОЭС Юга с использованием информационно-аналитической платформы «EMAS.OPT». Показано, что с точки зрения формального подхода к функционированию рынка электроэнергии применение комбинированной схемы ТЭЦ и ВАЭС (для выравнивания электрических режимов ТЭЦ) зачастую экономически нецелесообразно. Однако такая связка может поставлять услуги общесистемного характера, повышающие надежность и маневренность энергосистемы, в которой существенную долю генерации составляют ВЭС и СЭС. В таком случае оценка экономического эффекта должна основываться не только на стоимости предоставляемых коммерческих услуг по отпуску электрической энергии отдельной электростанцией, но и на стоимости системных услуг, повышающих надежность и маневренность рассматриваемой энергетической системы. Разработан алгоритм подбора оборудования и ВАЭС для отдельных регионов и потребителей Российской Федерации. С учетом расчета тепловых схем в среде Aspen HYSYS были определены параметры для подбора основного энергетического оборудования. Исходя из приведённого анализа требуемого и доступного оборудования для Д-ВАЭС мощностью 100 – 200 МВт можно заключить, что на отечественном рынке отсутствует прямые аналоги компрессорного оборудования, применяемого в крупных установках типа Seneca-1А, ВАЭС United Technologies, ВАГТЭ Матагорда. В этом случае предлагается модернизация схемы зарядки хранилища с разделением ее на несколько параллельных веток с учетом российских компрессоров доступных типоразмеров (АО «Казанькомпрессормаш», АО «РЭП Холдинг»). Турбинная часть схемы ВАЭС может быть укомплектована машинами производства АО «Уральский турбинный завод» (турбины ВАЭС высокого давления) и АО «Силовые машины» (турбины ВАЭС низкого давления).

Аннотация результатов, полученных в 2023 году
Разработаны динамические модели ВАЭС совместно с ГРЭС и ТЭЦ, расположенных в ОЭС Юга. Показано, что для летнего режима работы ТЭЦ ухудшения в показателях более существенные, чем для зимнего режима. Это можно объяснить относительно низкой когенерационной выработкой ввиду низкой тепловой нагрузки по станции на летнем режиме, а также работой всего одного блока – для зимнего режима, когда в работе два энергоблока, расчет модели более оптимально перераспределил нагрузки по агрегатам с учетом изменения выработки для зарядки или разрядки ВАЭС. Результаты расчета ГРЭС при работе на балансирующем рынке показали, что могут наблюдаться ситуации, когда совместная работа с ВАЭС приводит к увеличению маржинальной прибыль. При этом включение ВАЭС не повлияло на режим работы турбоагрегата ГРЭС, но изменила отпуск электроэнергии в сеть. Это позволило в ночные часы, когда цена на электроэнергию минимальная, снизить отпуск электроэнергии ниже технического минимум турбины, а в пиковые часы поднять отпуск выше технически возможной максимальной нагрузки турбоагрегата. Проведен расчет тепловых схем ВАЭС большой мощности, которые являются прототипами диабатических (топливных) ВАЭС для условий Российской Федерации. В частности, рассчитаны тепловые схемы проектов Seneca, United Technologies, Матагорда, мощность турбинного блока, которых составляет от 100 до 250 МВт. Задача динамического моделирования заключалась в анализе зависимостей основных параметров ВАЭС: мощности компрессоров и турбин высокого, среднего и низкого давлений от расхода воздуха и давления в емкости. Рассчитанные режимы позволили соотнести требуемые мощностные и расходные характеристики узлов ВАЭС и доступное на российском рынке оборудование таких компаний как АО «Казанькомпрессормаш», АО «РЭП Холдинг», АО «Уральский турбинный завод», АО «Силовые машины». Разработан алгоритм по определению основных технических и экономических характеристик. Ключевыми управляющими воздействиями, которые определяют конфигурацию ВАЭС с точки зрения капитальных и эксплуатационных затрат являются: маржинальная прибыль энергоузла ТЭЦ-ВАЭС и ГРЭС-ВАЭС в летном и зимнем режимах, энергетическая эффективность тепловой схемы ВАЭС (загрузка компрессоров и турбин в области высокого КПД, применение регенерации тепловой энергии и пр.), а также доступность типового оборудования российского производства. Только сбалансированное сочетание всех трех управляющих воздействий способно повысить привлекательность как крупных накопителей энергии в целом, так и ВАЭС, в частности, для ведения электрических режимов Объединенной Энергосистемы. Установлено, что для условий ОЭС Юга и ОЭС Центра с учетом доступности природного газа и типовых значений установленной мощности энергоблоков является целесообразным внедрение диабатической ВАЭС с электрической мощности при разгрузке 100 – 200 МВт для ведения пиковых режимов общей продолжительностью 3 – 6 часов в сутки. Сформулирована задача комплексной оптимизации структуры и параметров ВАЭС для различных регионов Российской Федерации решается с учетом следующих факторов: внешние (требуемый регулировочный диапазон в энергосистеме; сложившиеся экономические показатели работы ОРЭМ; инфраструктурные и экологические ограничения для работы диабатических ВАЭС на природном газе), внутренние (капитальные затраты на серийно выпускаемое российское оборудование, физические ограничения по местам установки и объему накопителей воздуха). Проблематика прогнозирования дефицита электроэнергии в регионах страны рассмотрена в контексте нескольких уязвимых мест: ограничение по перетокам между энергосистемами, отсутствие требуемого количества маневренных мощностей для обеспечения регулировочного диапазона (избыток базовой генерации на АЭС и ТЭЦ), вывод из эксплуатации физически устаревшего генерирующего оборудования, невозможность своевременного квалифицированного ремонта и замены зарубежного генерирующего оборудования большой мощности, активное внедрение возобновляемых источников энергии. Выполнена оценка возможности интеграции разрабатываемой структуры аккумулирующих мощностей в энергетический сектор Российской Федерации отдельных энергосистем. Установлено, что для повышения надежности и маневренности ОЭС Юга является целесообразным ввод в эксплуатацию дополнительных ГРЭС или диабатических ВАЭС, включая комбинации данных энергоустановок. Потенциал крупных накопителей традиционно оценивается в 10 – 15 % от установленной мощности энергосистемы, однако, для ОЭС Юга он должен быть увеличен на фоне активного внедрения возобновляемых источников энергии до 15 – 20 %, что в натуральном выражении составляет 6 – 8 ГВт. Таким образом, потенциал для внедрения крупных систем накопления энергии для ведения режимов ОЭС Юга по верхней границе оценивается в 8 ГВт. Выполнен анализ перспектив применения различных систем накопления энергии с учетом текущего научно-технического потенциала. Установлено, что наибольшую эффективность с позиции «гибридизации» ВАЭС имеют накопители тепловой энергии на базе материалов с фазовым переходом. Это обусловлено как сравнительно большим объем запасаемой энергии (при внедрении на ВАЭС мощностью от 100 МВт), так и высокими температурами, при которых можно отводить и запасать тепловую энергию. В то же время с учетом современных трендов на декарбонизацию и развитие водородных технологий является возможным применение водорода вместо и в комбинации с природным газом на диабатических ВАЭС. Проведены расчеты тепловой схемы проекта Seneca на природном газе и водороде с получением характеристик нагнетательного и расширительного оборудования, а также состав дымовых газов. Кроме того, выполнен расчет процесса плазменного пиролиза метана как одного из возможных способов производства водорода для применения в энергетических целях. Установлено, что за счет увеличения затрат на производство водорода энергетическая эффективность ВАЭС снижается на величину от 6 до 7 %, что является дополнительным отягощающим фактором при разработке технико-экономического обоснования применения ВАЭС, несмотря на потенциальную экологическую привлекательность по сравнению с традиционными схемами с дожиганием природного газа. Установлено, что помимо применения частных технических решений (рекуперация тепловой энергии посредством материалов с фазовым переходом, комбинация с водородными установками) энергетическая эффективность и экономическая привлекательность ВАЭС может быть увеличена при создании на ее основе когенерационной установки. В зависимости от режима использования можно выделить 2 комплектации установки – южную, с упором на выработку электроэнергии и холода для систем кондиционирования и северную, с упором только на выработку электроэнергию. В северном исполнении возможны все три варианта – адиабатический, изотермический, диабатический. В южном исполнении тепло выходящего из компрессора нагретого воздуха перед его помещением в емкость для хранения отводится (оно, в частности может быть использовано для нагрева воды для нужд горячего водоснабжения).