Анализ и оптимизация режимов работы мини-ТЭЦ на местных видах топлива в условиях профицита электроэнергетических мощностей в Объединенной энергетической системе Беларуси. Часть 1

В статье представлены результаты исследования по определению рациональной структуры мини-ТЭЦ на местных видах топлива (МВТ) для функционирования в Объединенной энергетической системе (ОЭС) Беларуси с профицитом электрогенерирующих мощностей и доминированием в топливном балансе импортируемых видов энергоресурсов (природного газа и ядерного топлива). При оптимизации режимов эксплуатации мини-ТЭЦ на МВТ, работающих параллельно с ОЭС, имеющей значительный профицит электрогенерирующих мощностей, следует разделять варианты для существующих станций и для вновь строящихся. В первом случае, ввиду того что мощность оборудования известна, целесообразно рассматривать два крайних варианта, т. е. работу теплофикационного блока по электрическому или тепловому графику нагрузки, когда для выдерживания суточного трафика потребления надо предусматривать аккумулирование соответственно тепловой или электрической энергии. При новом строительстве оптимизируемым параметром выступает мощность генерирующего оборудования, поэтому предпочтение необходимо отдавать варианту с максимальным числом часов использования номинальной мощности. Для повышения экономической привлекательности рассмотрены варианты развития структуры мини-ТЭЦ на МВТ с переходом на полигенерационные технологии и адаптацией к сформировавшимся условиям работы ОЭС Беларуси. Представлены результаты анализа коммерчески доступных технологий накопления избыточной электрической энергии в соответствии с текущими и прогнозируемыми (до 2030 г.) стоимостными и эксплуатационными показателями. Для адаптации мини-ТЭЦ к работе в ОЭС в условиях профицита электроэнергетических мощностей набольший интерес представляет система аккумулирования электрической энергии с использованием водорода в качестве промежуточного энергоносителя. Для утилизации избыточной в часы суточных провалов потребления электрической энергии от мини-ТЭЦ с теплофикационной ORC-установкой предложена конфигурация структурной схемы с использованием модуля щелочного электролиза для производства водорода. 

Рассмотрена эффективность технологии накопления и использования энергии в зависимости от удельной энергоемкости для различных технологий хранения электрической энергии. Предложено применение двух наиболее энергоемких технологий накопления энергии: аккумулирование на базе электрохимических батарей и типа «электроэнергия – водород». В ходе исследования осуществлен анализ функционирования ORC-установки Turboden 14 CHP, работающей в составе мини-ТЭЦ на МВТ. Выявлено, что на сегодняшний день установка работает в широком диапазоне изменения нагрузки (от 17 до 87 % от номинальной электрической мощности), при этом выработка электрической энергии на тепловом потреблении изменялась в диапазоне от 0,20 до 0,026 МВт/МВт. В связи с тем, что исследуемая ORC-установка является составляющей энергоисточника с высокой установленной пиковой тепловой мощностью, в текущем состоянии не прослеживается прямая корреляция между температурой наружного воздуха и мощностью генерации ORC-установки. Данное обстоятельство указывает на необходимость продолжения исследования трендов тепловых нагрузок для построения функциональных моделей для кратко- и среднесрочного прогнозирования тепловой нагрузки от времени суток и среднечасовой температуры наружного воздуха, что было реализовано во второй части работы.

1. Седнин, В. А. О целесообразности строительства мини-ТЭЦ на местных видах топлива в условиях Республики Беларусь. Ч. 1: Состояние использования местных видов топлива в системах теплоснабжения / В. А. Седнин, Р. С. Игнатович. Наука и техника. 2023. Т. 22, № 5. С. 418–427. https://doi.org/10.21122/2227-1031-2023-22-5-418-427.

2. Седнин, В. А. О целесообразности строительства мини-ТЭЦ на местных видах топлива в условиях Республики Беларусь. Ч. 2: Роль мини-ТЭЦ в системах теплоснабжения городов и населенных пунктов Беларуси / В. А. Седнин, Р. С. Игнатович, И. Л. Иокова // Наука и техника. 2023. Т. 22, № 6. С. 508–518. https://doi.org/10.21122/2227-1031-2023-22-6-508-518.

3. Михалевич, А. А. Моделирование работы Белорусской энергосистемы с учетом ввода АЭС / А. А. Михалевич, В. А. Рак // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2021. Т. 64, No. 1. P. 5–14. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2021-64-1-5-14.

4. Безлепкин, В. П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций / В. П. Безлепкин. Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1980. 168 с.

5. Оценка термодинамической эффективности Объединенной энергетической системы Беларуси. Ч. 2 / В. Н. Романюк [и др.] Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2023. Т. 66, № 2. С. 141–157. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2023-66-2-141-157.

6. Об утверждении концепции энергетической безопасности Республики Беларусь [Электронный ресурс]: постановление Совета Министров Респ. Беларусь, 23 дек. 2015 г., № 1084 // Pravo.by. Режим доступа: https://pravo.by/document/?guid=3871&p0=C21501084.

7. Седнин, В. А. Анализ эффективности технологий извлечения диоксида углерода из продуктов сгорания / В. А. Седнин, Р. С. Игнатович // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2022. Т. 65, № 6. С. 524–538. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2022-65-6-524-538.

8. Rong, A. Role of Polygeneration in Sustainable Energy System Development Challenges and Opportunities from Optimization Viewpoints / A. Rong, R. Lahdelma // Renewable and Sustainable Energy Reviews. 2016. Т. 53. P. 363–372. http://doi.org/10.1016/j.rser.2015.08.060.

9. Volkova, A. Heat Storage Combined with Biomass CHP under the National Support Policy. A Case Study of Estonia / A. Volkova, E. Latosov, A. Siirde // Rigas Tehniskas Universitates Zinatniskie Raksti. 2020. Т. 24. №. 1. P. 171–184.

10. Salinity gradient energy is not a competitive source of renewable energy / S. Lin [et al.] // Joule. 2024. Vol. 8, Iss. 2. P. 334–343. https://doi.org/10.1016/j.joule.2023.12.015

11. 2022 Grid Energy Storage Technology Cost and Performance Assessment [Electronic Resource]: Technical Report Publication No. PNNL-33283 August 2022 / V. Viswanathan [et al.]. Mode of access: https://www.pnnl.gov/sites/default/files/media/file/ESGC%20Cost%20Performance%20Report%202022%20PNNL-33283.pdf.

12. Hydrogen or Batteries for Grid Storage? A Net Energy Analysis / M. A. Pellow [et al.] // Energy & Environmental Science. 2015. Vol. 8. №. 7. С. 1938–1952. https://doi.org/10.1039/C4EE04041D.

13. Patonia, A. Hydrogen Storage for a Net-Zero Carbon Future [Electronic Resource]: OIES Paper: ET No. 23. / A. Patonia, R. Poudineh. 2023. Mode of access: https://www.econstor.eu/handle/10419/280114.

14. Седнин, В. А. Место водорода в современных энерготехнологических метасистемах. Ч. 2: Водород в интегрированной энергосистеме / В. А. Седнин, А. А. Абразовский // Энергоэффективность. 2020. № 11. С. 16–22.

15. Место водорода в современных энерготехнологических метасистемах. Ч. 3: Водород в качестве топлива для энергетических систем / В. А. Седнин [и др.] // Энергоэффективность. 2021. № 5. С. 16–21.

16. Green Hydrogen Cost Reduction. Scaling up Electrolysers to Meet the 1.5 C Climate Goal [Electronic Resource]. 2020. Mode of access: https://www.irena.org/publications/2020/Dec/Green-hydrogen-cost-reduction.

17. Water Electrolysis: From Textbook Knowledge to the Latest Scientific Strategies and Industrial Developments / M. Chatenet [et al] // Chemical Society Reviews. 2022. Vol. 51, № 11. P. 4583–4762. https://doi.org/10.1039/D0CS01079K.

18. Powerto-Gas: Technology and Business Models / M. Lehner [et al]. SpringerBriefs in Energy, 2014. https://doi.org/10.1007/978-3-319-03995-4.