Анализ и оптимизация режимов работы мини-ТЭЦ на местных видах топлива в условиях профицита электроэнергетических мощностей в Объединенной энергетической системе Беларуси. Ч. 2

Современное развитие энергетики сопровождается рядом тенденций, среди которых можно отметить декарбонизацию процессов производства энергии, увеличение доли электроэнергии в балансе потребления энергии за счет глубокой электрификации промышленности, транспорта, теплоснабжения, децентрализацию источников энергии, увеличение доли возобновляемых источников энергии, в том числе вовлечение в оборот вторичных энергоресурсов и энергии от утилизации органических отходов, развитие практики активного потребления и просьюмерства. Для Республики Беларусь, в которой лес являются одним из основных возобновляемых природных ресурсов и важнейших национальных богатств, обеспечивающих устойчивое социально-экономическое развитие страны, ее экономическую, энергетическую, экологическую и продовольственную безопасность, в условиях декарбонизации энергетики актуальным является определение значения и места энергогенерирующего оборудования, использующего местные виды топлива (МВТ), особенно это касается теплофикационных мощностей и полигенерационных установок. В работе представлены результаты проведенного исследования оценки эффективности применения мини-ТЭЦ на МВТ. Анализ архивных данных АСУ ТП действующей мини-ТЭЦ с теплофикационной ORC-установкой (Turboden 14 CHP) позволил оценить ее маневренные характеристики с привязкой к режимам работы к системе централизованного теплоснабжения с преобладанием в ней коммунально-бытовой тепловой нагрузки. Показано, что средняя скорость изменения мощности составляет 1,5–3,0 %/мин, соответственно время выхода на номинальную мощность в обычных условиях превышает 40 мин, время пуска установки из «холодного состояния» варьируется от 20 мин до 2 ч, тем самым было подтверждено предположение, что исследуемая ORC-установка в частности и мини-ТЭЦ аналогичного типа в целом не могут рассматриваться и использоваться в качестве маневренного энергоисточника без осуществления дополнительной модернизации. Проведенное численное исследование позволило показать возможность планирования эффективных режимов работы 

теплофикационной ORC-установки в конфигурации принципиальной тепловой схемы мини-ТЭЦ на МВТ с интеграцией в нее модуля производства водорода на базе прогноза суточного графика потребления тепловой энергии с учетом динамики изменения температуры наружного воздуха. Также представлены концептуальные структурные схемы интегрированных полигенерационных систем, отличающиеся применением оборудования генерации водорода из избыточно производимой электроэнергии при работе мини-ТЭЦ по тепловому графику и участием в покрытии графика электрической нагрузки Объединенной энергетической системы Беларуси. Показана перспективность для вновь проектируемых мини-ТЭЦ на МВТ применения тепловых схем с термохимической технологией производства водорода и режимом работы блока ОРЦ на номинальной мощности.

1. Илюшин, П. В. Интеграция электростанций на основе возобновляемых источников энергии в Единую энергетическую систему России: обзор проблемных вопросов и подходов к их решению / П. В. Илюшин // Вестник МЭИ. 2022. № 4. С. 98–107. https://doi.org/10.24160/1993-6982-2022-4-98-107.

2. Холкин, Д. В. Энергетический переход в контексте «Форсайта столетия» / Д. В. Холкин, И. С. Чаусов // Энергетическая политика. 2022. №. 1 (167). С. 70–81.

3. 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, И. Л. Иокова // Наука и техника. 2023. Т. 22, № 5. С. 418–427. https://doi.org/10. 21122/2227-1031-2023-22-5-418-427.

4. 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. № 6. С. 508–518. https://doi.org/10.21122/2227-1031-202322-6-508-518.

5. Игнатович, Р. С. Анализ и оптимизация режимов работы мини-ТЭЦ на местных видах топлива в условиях профицита электроэнергетических мощностей в Объединенной энергетической системе Беларуси. Ч. 1 / Р. С. Игнатович, В. А. Седнин, Е. С. Зуева // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2024. Т. 67, № 3. С. 241–256. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2023-67-3-241-2566. Безлепкин, В. П. Регулировочный диапазон тепловых электростанций / В. П. Безлепкин. Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1980. 168 с.

6. Гиршфельд, В. Я. Режимы работы и эксплуатация ТЭС / В. Я. Гиршфельд, А. М. Князев, В. Е. Куликов. М.: Энергия, 1980. 288 с.

7. Бобич, А. А. Комплекс энергосберегающих мероприятий на ТЭЦ при адаптации к условиям работы энергосистемы с вводом Белорусской АЭС: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.14 / А. А. Бобич. Минск, 2018. 224 с.

8. Седнин, А. В. Энергоэффективность применения гибридных тепловых пунктов в условиях интеграции электрических и тепловых сетей городских микрорайонов. Ч. 1: Обоснование целесообразности применения гибридных тепловых пунктов / А. В. Седнин, М. И. Позднякова // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2023. Т. 66, № 6. С. 552–566. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2023-66-6-552-566.

9. Седнин, В. А., Игнатович Р.С. Анализ эффективности технологии производства водорода на мини-ТЭЦ на местных видах топлива термохимическим методом / В. А. Седнин, Р. С. Игнатович // Энергетика. Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ. 2023. Т. 66, № 4. С. 354–373. https://doi.org/10.21122/1029-7448-2023-66-4-354-373.

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

11. Caldera, U. Learning Curve for Seawater Reverse Osmosis Desalination Plants: Capital Cost Trend of the Past, Present, and Future / U. Caldera, C. Breyer // Water Resources Research. 2017. Vol. 53, No 12. P. 10523–10538. https://doi.org/10.1002/2017WR021402.

12. 2022 grid energy storage technology cost and performance assessment [Electronic Resource]: Technical Report Publ. No PNNL-33283 / V. Viswanathan [et al.]. US Department of Energy, 2022. Mode of access: https://www.pnnl.gov/sites/default/files/media/file/ESGC%20Cost%20 Performance%20Report%202022%20PNNL-33283.pdf.

13. Patonia, A. Hydrogen storage for a net-zero carbon future [Electronic Resource]: OIES Paper: ET 23 / A. Patonia, R. Poudineh. Oxford Institute for Energy Studies, 2023. Mode of access: https://energycentral.com/system/files/ece/nodes/644778/et23-hydrogen-storage-for-a-net- zero-carbon-future.pdf.

14. 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.

15. Aziz, M. Ammonia as Effective Hydrogen Storage: A Review on Production, Storage and Utilization / M. Aziz, A. T. Wijayanta, A. B. D. Nandiyanto // Energies. 2020. Vol. 13, No 12. P. 3062. https://doi.org/10.3390/en13123062.

16. Савостянов, А. П. Водородная энергетика и технологии. Аммиак – аккумулятор и средство доставки водорода (обзор) / А. П. Савостьянов, О. А. Кравченко // Известия вузов. Северо-Кавказский регион. Технические науки.2021. № 1 (209). С. 50–55.

17. Addressing the Combustion Challenges of Hydrogen Addition to Natural Gas: ETN Position Paper, European Turbine Network / ETN Global. 2022. 18 р.