Возможность использования водорода в газотурбинных установках

Повышение эффективности энергетических систем требует развития их аккумулирующих способностей, оптимизации управления режимами работы и улучшения маневренности генерирующего  оборудования.  В настоящее время применяются  различные технические решения для аккумулирования электрической энергии. Представлены результаты литературного обзора с анализом различных способов аккумулирования энергии, рассмотрены их преимущества и недостатки. Одним из перспективных направлений является использование возможностей водородной энергетики, а именно создание энергетических комплексов, позволяющих получать водород методом электролиза воды и далее применять его для покрытия пиковых нагрузок. Рассмотрены различные схемы энергетических блоков с сжиганием водорода и использованием паровых и газовых турбин с давлением водяного пара до 35 МПа и температурой 1500–1700 °C. Для проведения исследований синтезирована схема энергетической установки по варианту электроэнергия – водород – электроэнергия, включающая силовой блок, блоки генерации водорода и подготовки водорода и кислорода к сжиганию. Функцию генератора водорода и кислорода выполнял электролизер атмосферного типа. Для предложенной схемы выполнена параметрическая оптимизация, где в качестве критерия применялся коэффициент эффективности процесса аккумулирования, а в качестве управляемых переменных – температура пара за камерой сгорания, степень сжатия в компрессоре водорода и кислорода, а также удельные затраты электроэнергии на привод электролизера. Полученные результаты численного эксперимента аппроксимированы в виде полиномиальных зависимостей и могут быть использованы в дальнейших исследованиях экономической эффективности рассмотренной энергетической установки.

1. Schaaf T., Grünig J., Schuster M. R., Rothenfluh T., Orth A. (2014) Methanation of CO2 – Storage of Renewable Energy in a Gas Distribution System. Energy, Sustainability and Society 4 (2), https://doi.org/10.1186/s13705-014-0029-1.

2. da Silva Veras T., Mozer T. S., da Costa Rubim Messeder dos Santos D., da Silva César A. (2017) Hydrogen: Trends, Production and Characterization of the Main Process Worldwide. International Journal of Hydrogen Energy, 42 (4), 2018–2033. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2016.08.219.

3. Zhang S., Zhu Z., Li Y. (2021) A Critical Review of Data-Driven Transient Stability Assessment of Power Systems: Principles, Prospects and Challenges. Energies, 14 (21), 7238. https://doi.org/10.3390/en14217238.

4. Luo J., Zou Y., Bu S., Karaagac U. (2021) Converter-Driven Stability Analysis of Power Systems Integrated with Hybrid Renewable Energy Sources. Energies, 14 (14), 4290. https://doi.org/10.3390/en14144290.

5. Bezhan A. V. (2022) Efficiency Estimation of Constructing of Wind Power Plant for the Heat Supply Needs. Enеrgеtika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob’edinenii SNG = Energetika. Proceedings of CIS Higher Education Institutions and Power Engineering Associations, 65 (4), 366–380. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2022-65-4-366-380 (in Russian).

6. Babatunde O. M., Munda J. L., Hamam Y. (2020) Power System Flexibility: A Review. Energy Reports, 6 (2), 101–106. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2019.11.048.

7. Zarco-Soto F. J., Zarco-Periñán P. J., Martínez-Ramos J. L. (2021) Centralized Control of Distribution Networks with High Penetration of Renewable Energies. Energies, 14 (14), 4283. https://doi.org/10.3390/en14144283.

8. Szablicki M., Rzepka P., Halinka A. (2021) Simulation Verification of Overcurrent Protection Operation in Power Networks Integrating Renewable Energy Sources in Energy Communities. Energies, 14 (8), 2193. https://doi.org/10.3390/en14082193.

9. Electricity Production by Source, World. Our World in Data. Available at: https://ourworldindata.org/grapher/electricity-prod-source-stacked (accessed 27 February 2023).

10. Electricity Storage Technology Review. Prepared for U.S. Department of Energy. Office of Fossil Energy. June 30, 2020. Available at: https://www.energy.gov/sites/default/files/2020/10/f79/Electricity%20Storage%20Technologies%20%20Report.pdf (accessed 27 February 2023).

11. Schröter T., Richter A., Götze J., Naumann A., Gronau J., Wolter M. (2020) Substation Related Forecasts of Electrical Energy Storage Systems: Transmission System Operator Requirements. Energies, 13 (23), 6207. https://doi.org/10.3390/en13236207.

12. Frate G. F., Ferrari L., Desideri U. (2020) Rankine Carnot Batteries with the Integration of Thermal Energy Sources: A Review. Energies, 13 (18), 4766. https://doi.org/10.3390/en13184766.

13. Behabtu H. A., Messagie M., Coosemans T., Berecibar M., Fante K. A., Kebede A. A., Van Mierlo J. (2020) A Review of Energy Storage Technologies’ Application Potentials in Renewable Energy Sources Grid Integration. Sustainability, 12 (24), 10511. https://doi.org/10.3390/su122410511.

14. Hernandez D. D., Gençer E. (2021) Techno-Economic Analysis of Balancing California’s Power System on a Seasonal Basis: Hydrogen vs. Lithium-Ion Batteries. Applied Energy, 300, https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2021.117314.

15. Technology Data. Energy Storage. Available at: https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Analyser/technology_data_catalogue_for_energy_storage.pdf (accessed 27 February 2023).

16. Sednin V. A., Ivanchikov E. O., Kaliy V. A., Martinchuk A. Y. (2022) Energy-and-Technology Installation Based on a Rolling Mill Heating Furnace with the Option of Hydrogen Production. Enеrgеtika. Izvestiya Vysshikh Uchebnykh Zavedenii i Energeticheskikh Ob’edinenii SNG = Energetika. Proceedings of CIS Higher Education Institutions and Power Engineering Associations, 65 (2), 127–142. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2022-65-2127-142 (in Russian).

17. Wulf C., Linssen J., Zapp P. (2018) Chapter 9 – Power-to-Gas-Concepts, Demonstration, and Prospects. Hydrogen Supply Chain: Design, Deployment and Operation. Academic Press, 309–345. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-811197-0.00009-9.

18. Chiesa P., Lozza G., Mazzocchi L. (2005) Using Hydrogen as Gas Turbine Fuel. Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 127 (1), 73–80. https://doi.org/10.1115/1.1787513.

19. Ditaranto M., Heggset T., Berstad D. (2020) Concept of Hydrogen Fired Gas Turbine Cycle with Exhaust Gas Recirculation: Assessment of Process Performance. Energy, 192 (1), https://doi.org/10.1016/j.energy.2019.116646.

20. Du Toit M. H., Avdeenkov A. V., Bessarabov D. (2018) Reviewing H2 Combustion: A Case Study for Non-Fuel-Cell Power Systems and Safety in Passive Autocatalytic Recombiners. Energy and Fuels, 32 (6), 6401–6422. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.8b00724.

21. Aminov R. Z., Bairamov A. N., Garievskii M. V. (2020) Estimating the System Efficiency of the Multifunctional Hydrogen Complex at Nuclear Power Plants. International Journal of Nydrogen Energy, 45 (29), 14614–14624. https://doi.org/10.1016/j.ijhydene.2020.03.187.

22. Aminov R. Z., Bairamov A. N., Garievskii M. V. (2019) Assessment of the Performance of a Nuclear-Hydrogen Power Generation System. Thermal Engineering, 66, 196–209. https://doi.org/10.1134/S0040601519030017.

23. Milewski J., Badyda K., Miller A. (2012) Gas Turbines in Unconventional Applications. Volkov K. (ed.). Efficiency, Performance and Robustness of Gas Turbines, 121–164. https://doi.org/10.5772/37321.

24. Jericha H. (1987) Efficient Steam Cycles with Internal Combustion of Hydrogen and Stoichiometric Oxygen for Turbines and Piston Engines. International Journal of Hydrogen Energy, 12 (5), 345–354. https://doi.org/10.1016/0360-3199(87)90060-7.

25. Thermodynamic Properties of Ordinary Water Substance for General and Scientific Use. Available at: http://twt.mpei.ac.ru/mcs/worksheets/iapws/IAPWS95.xmcd (accessed 27 February 2023).