С водородной энергетикой по пути

С.В. Жарков, кандидат технических наук (Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, Иркутск)

Использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (НВИЭ) становится, судя по всему, глобальной тенденцией: в последнее время рынок установок на основе НВИЭ испытывает бурный рост во всем мире. Основными стимулами его развития являются сохранение окружающей среды и обеспечение экологической безопасности; сохранение запасов энергоресурсов для будущих поколений; увеличение потребления сырья, используемого в качестве топлива, в других отраслях; повышение энергетической безопасности (независимости) стран на фоне роста стоимости топлива, а также политизированности и нестабильности рынка углеводородов; экономическая эффективность использования НВИЭ в некоторых труднодоступных районах, причем зона эффективности расширяется по мере удорожания топлива, а также совершенствования технологий использования НВИЭ; стремление к захвату перспективных и очень емких высокотехнологичных мировых рынков, особенно в развивающихся странах (например, исследования по использованию энергии морских волн в Норвегии ведутся исключительно с целью будущего экспорта установок, так как страна с избытком обеспечена гидроэнергией).

С широкомасштабным внедрением НВИЭ связывают и грядущее наступление эры водородной энергетики, основанной на электролизе воды и не использующей топливные ресурсы планеты. Поэтому многие страны стимулируют использование НВИЭ, а ведущие мировые энергокомпании, стремясь диверсифицировать свой бизнес, вкладывают большие средства в развитие технологий НВИЭ и водородной энергетики.

В настоящее время в мире из НВИЭ наиболее высокими темпами развивается ветроэнергетика: прирост мощностей ветроэлектростанций (ВЭС) достигает 24-27% в год, что составляет почти 10 ГВт стоимостью более чем 10 млрд. долл. Благодаря государственной поддержке стоимость вырабатываемой ВЭС электроэнергии за последние 20 лет снизилась почти на порядок — до 3-6 центов за 1 кВт • ч. К сожалению, Россия не проявляет активности в данной области, хотя наиболее перспективные для развития ветроэнергетики территории расположены именно в нашей странe — это прибрежные районы Крайнего Зевера и Дальнего Востока. Здесь, воюрвых, очень дорогое топливо, завозимое раз в год (цена дизельного топлива Постигает 15-20 тыс. руб. за 1 т) и, возторых, высокий ветроэнергетический потенциал (чуть севернее Тюмени начинается зона эффективного использования ветроэнергии со среднегодовой скоростью ветра более 5 м/с), сезонные изменения величины которого происходят в фазе с колебаниями энергопотребления, причем в этих районах ветер является практически единственным доступным НВИЭ для замещения топлива. Однако эти районы характеризуются также тем, что здесь энергосистемы локальные (небольшие), что предъявляет высокие требования к стабильности мощности энергоисточников, а потребности в тепле в несколько раз превосходят потребности в электроэнергии, что является основой для широкого применения ТЭЦ, которые наиболее эффективны именно при дорогом топливе. В то же время суровый климат, трудности с доставкой запчастей и отсутствие квалифицированного персонала вынуждают применять наиболее простые, надежные схемы и конструкции устройств для использования энергии ветра.

Таким образом, обычная схема прямого включения ВЭС в сеть здесь неприемлема, поскольку выпадает наиболее топливоемкий сектор энергоснабжения — теплоснабжение; нужно будет решать проблемы качества генерируемой ВЭС электроэнергии и резервирования мощности (а это сложно и дорого), при том, что отработанной технологии ВЭС, в том числе поддержания необходимого качества производимой ими электроэнергии, в нашей стране нет. К тому же параллельная работа ВЭС и ТЭЦ практически невозможна ввиду низкой маневренности последних.

В связи с этим представляется перспективным объединение ВЭС и ТЭЦ в едином комплексе. В отличие от зарубежного опыта, предлагается не включать ВЭС непосредственно в электроэнергетические системы (ЭЭС), а использовать электроэнергию ВЭС для прямого замещения топлива в тепловых циклах газотурбинных (парогазовых) установок — ГТУ (ПГУ): посредством электронагревателя (ТЭНа), установленного в тракте ГТУ перед камерой сгорания топлива, подогревать воздух, поступающий в камеру сгорания. Соответственно снизится потребление топлива, изменением расхода которого поддерживается заданная температура газов на входе в турбину.

Таким образом, посредством теплового цикла ГТУ устраняется электрическая связь ВЭС с сетью, а следовательно, негативное влияние ВЭС на электроэнергетическую систему и, соответственно, исключаются проблемы обеспечения качества электроэнергии и оперативного резервирования мощности ВЭС в ЭЭС. За счет совместного использования теплофикации и энергии ветра применение схемы ГТУ-ТЭЦ + ВЭС позволяет экономить примерно четверть топлива по сравнению с ветродизельной схемой раздельного энергоснабжения при одинаковой мощности ВЭС, а при выравнивании по энергетической нагрузке — до 40% топлива. Кроме того, появляется возможность снижения стоимости ВЭС. Поэтому экономическая эффективность использования энергии ветра по схеме ГТУ (ПГУ) + ВЭС для некоторых районов достижима уже в настоящее время и будет возрастать с расширением зоны эффективности по мере удорожания топлива, а также совершенствования технологии ВЭС и увеличения масштабов их использования. Представляется целесообразным использование здесь на начальном этапе относительно дешевых бывших в употреблении зарубежных ветроэнергетических установок (ВЭУ) ввиду некритичности выхода из строя ВЭУ, но лучше наладить производство отечественных, учитывая возможные масштабы их применения как в стране, так и за рубежом.

Объединение ВЭС, ГТУ (ПГУ) — ТЭф и котельных на базе локальных сетей нестабилизированной электроэнергии ВЭС дает возможность максимального вытеснения органического топлива из энергобалансов отдаленных районов за счет включения ветра в спектр используемых на ГТУ и котельных энергоресуров. Ветер, как известно, второй после температуры воздуха климатический napаметр, определяющий объемы теплопотребления. Применение ВЭУ позволит компенсировать повышенные потери тепла, обеспечив именно в ветреные периоды пиковое поступление энергии на нужды отопления. Поскольку для этих районов характерны высокие среднегодовые скорости ветра (до 7-9 м/с), с учетом факта совпадения сезонных колебаний ветрового потенциала с изменениями энергопотребления такая схема может обеспечить экономию более 50% годового расхода топлива.

Актуальность внедрения такой схемы возрастает в связи с принятыми Россией по Киотскому протоколу обязательствами по ограничению потребления топлива, а также существующей необходимостью замены в районах Севера и Дальнего Востока устаревших и изношенных дизельных электростанций и части котельных современными небольшими ГТУ — ТЭЦ, которые могли бы сразу комплектоваться ВЭС. ГТУ более привлекательны для использования на ТЭЦ, чем дизельные двигатели, поскольку допускают большую свободу в выборе температурного графика тепловой сети. При этом из-за относительно слабого влияния КПД ГТУ на топливную экономичность комплекса ГТУ (ПГУ) + ВЭС может быть целесообразен переход на пониженную температуру газа на входе в турбину ради повышения ресурса и надежности работы ГТУ. Это хорошая возможность для энергомашиностроительных предприятий вначале освоить технологию внутри страны, а затем и экспортировать ее. Поэтому необходима государственная поддержке этого направления ввиду перспектив сократить затраты на «северный завоз» топлива и увеличить экспорт машиностроительной продукции, особенно в ближнее зарубежье и развивающиеся страны.

Технология ПГУ + ВЭС может также представлять интерес как возможность совмещения проектов экспорта вырабатываемой на ВЭС электроэнергии и замены экспорта газа с шельфа северных морей РФ в Европу, а также с Сахалина в Японию экспортом электроэнергии путем строительства непосредственно на газовых месторождениях крупных электростанций на базе ПГУ, так как прибрежные районы и шельфы обладают значительным ветропотенциалом. Следует учесть, что ввиду снижения температуры воздуха потери в ЛЭП уменьшаются зимой — в период наибольшего потребления электроэнергии и усиления ветра. Возможно также использование этих природных особенностей для уменьшения нижней температуры цикла ПГУ (вплоть до отрицательных температур), применяя паротурбинные установки на низкокипящих рабочих телах. Тем самым более полно будет использован температурный перепад между источником тепла (камерой сгорания ГТУ) и окружающим воздухом.

Стоимость передачи больших электрических мощностей (несколько гигаватт) на большие расстояния на каждую тысячу километров составляет около 0.5 цента/кВт • ч (или 1.4 долл./ГДж, или 40.3 долл./т у.т.) с потерями ~3.3% мощности. Это сравнимо с потерями и затратами при транспортировке природного газа (-3% и 20-30 долл./т у.т.), поэтому общая экономическая эффективность экспорта природного газа и электроэнергии почти одинакова, но с учетом возможностей применения перспективных ПГУ с повышенным (до 60-70%) КПД и замещения около половины расхода топлива на ПГУ энергией ветра вариант ПГУ + ВЭС может оказаться значительно более экономически привлекательным, тем более с учетом возможности реализации новых технологий передачи электроэнергии: ЛЭП постоянного тока с преобразователями на мощных полевых транзисторах, сверхпроводящих ЛЭП и др.

Здесь возможно также присоединение еще одного проекта — производства синтетических жидких топлив из природного газа по технологии «газ в жидкость» («gas-to-liquids» — GTL) с использованием пара, тепловой и электрической энергии ПГУ, то есть применение станций ПГУ + ВЭС как промышленных ТЭЦ с сокращением расхода природного газа на собственные нужды процесса GTL за счет ветровой энергии. Перспективность этого направления возрастает ввиду увеличения потребности в высококачественных бензине и дизельном топливе в мире и прогнозируемого снижения добычи нефти в России. Поскольку возможно постепенно (с нуля) наращивание мощностей процесса GTL и обслуживающих их ПГУ и ВЭС, данный проект может быть реализован в качестве первоначального этапа (этап I), предшествующего следующему этапу развития этой технологии (этапу II) — экспорту электроэнергии.

Дальнейшим развитием этого направления может быть заполнение выработанного газового месторождения водородом, полученным путем электролиза воды с использованием электроэнергии, выработанной на ВЭС (для этого их мощность постепенно должна быть увеличена в 2-3 раза), со сжиганием его на ПГУ вместо природного газа в периоды ветрового затишья (летом). Поскольку объем газохранилища допускает возможность сезонного и многолетнего регулирования потребления газа, такой технологический комплекс со временем способен перейти полностью на ветровую энергию с нулевыми выбросами (этап III), а затем и на утилизацию углекислого газа, поставляемого из мест потребления энергии по существующим газопроводам, с возможностью производства искусственного жидкого топлива для автотранспорта с использованием накопленного водорода (этап IV), и экспорта водорода, а в случае целесообразности — и кислорода (этап V).

Таким образом, от экспорта природного газа постепенно можно перейти к экспорту энергии возобновляемого источника, ресурсы которого очень велики и расположены на обширных территориях России с неблагоприятными для проживания людей климатическими условиями. При этом возрастает надежность сохранения экспорта энергоресурсов в будущем, в том числе при переходе к водородной энергетике. Для финансирования всего комплекса инноваций могут быть привлечены зарубежные инвестиции в рамках механизма реализации Киотского протокола, причем возможность совмещения последовательно реализуемых проектов взаимно повышает их экономическую привлекательность. Здесь возможен также интерес со стороны зарубежных производителей ветроустановок ввиду нарастания оппозиции строительству новых ВЭС в Европе, вызванной негативными визуальными и шумовыми воздействиями существующих ВЭС на население.