ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ КОМПЛЕКСНЫХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК, ПРЕДУСМАТРИВАЮЩИХ РЕКУПЕРАЦИЮ ТЕПЛОТЫ ОТХОДЯЩИХ ГАЗОВ И РАБОТАЮЩИХ НА ВОДОРОДОСОДЕРЖАЩИХ СМЕСЯХ

Баидаа Бу Дакка, аспирант, ассистент кафедры промышленных теплоэнергетических систем (ПТС), НИУ «МЭИ»

И. А. Султангузин, доктор техн. наук, профессор кафедры ПТС, НИУ «МЭИ»

Ю. В. Яворовский, канд. техн. наук, заведующий кафедрой ПТС, НИУ «МЭИ»

Направление исследований работы соответствует положениям Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года, Указа Президента Российской Федерации от 4 ноября 2020 года № 666 «О сокращении выбросов парниковых газов» и Стратегии социально-экономического развития Российской Федерации с низким уровнем выбросов парниковых газов до 2050 года [1].

Согласно прогнозу ИНЭИ РАН, парогазовые установки останутся важнейшим элементом энергосистемы России по меньшей мере до 2040 года. Вклад ПГУ в производство электроэнергии составит от 62 % при консервативном сценарии до 55 % в случае перехода к низкоуглеродной экономике. По итогам 2021 года ТЭС занимали 66,1 % установленной мощности электростанций, работающих в составе Единой энергетической системы страны, и 60,7 % общего объема электроэнергии, поставляемой в России [2].

Повышение энергоэффективности и утилизация низкопотенциальной теплоты становятся ключевыми задачами в условиях глобальной необходимости снижения воздействия на окружающую среду. Одними из наиболее перспективных технологий в этой области являются органический цикл Ренкина и абсорбционные холодильные машины (АБХМ) [3]. Органический цикл Ренкина (ОЦР) использует органическую жидкость с высокой молекулярной массой, которая кипит при температуре ниже температуры кипения воды. В результате ОЦР может быть использован для рекуперации отработанного тепла из низкотемпературных источников в различных промышленных технологиях [4]. Эффективность использования ОЦР для рекуперации теплоты во многом зависит от температуры источника теплоты и его характеристик [5]. Использование ОЦР для рекуперации отработанной теплоты энергетических процессов при различных параметрах (температурах, давлениях, различных типах рабочих тел) рассматривается в [6].

Кроме того, тепловая энергия выхлопных газов может быть использована в качестве источника энергии для холодильной машины. Использование холодильной машины для охлаждения воздуха, поступающего в компрессор, снижает его температуру и, следовательно, увеличивает его плотность, что, в свою очередь, снижает энергопотребление компрессора и повышает КПД установки [7]. В варианте с использованием АБХМ отсутствует контакт между воздухом и охлаждающей водой, что исключает вредное воздействие на лопатки компрессоров. Однако охлаждение воздуха на основе рекуперации на всасе компрессора может создать дополнительное аэродинамическое сопротивление, что требует дополнительной оценки.

В настоящее время особое внимание уделяется водороду как экологически чистому энергоносителю. Использование водорода в смеси с природным газом в газовых турбинах (ГТ) способствует повышению энергоэффективности и снижению вредных выбросов. В будущем такие технологии станут основой для устойчивой энергетической системы. Использование водорода в качестве топливного газа становится важной и актуальной темой. Подача водорода в небольших количествах в камеру сгорания, работающую на ископаемом топливе [8], может значительно сократить выбросы несгоревших углеводородов и CO. Кроме того, замена ископаемого топлива водородом способствует сокращению выбросов CO₂ и снижению антропогенного парникового эффекта. Водород может быть получен из возобновляемых источников такими путями, как газификация биомассы, использование солнечной энергии и воды (фотоэлектрохимический и фотохимический методы) или солнечной энергии, биологических организмов и воды (фотобиологический метод).

Промышленные машины класса F являются лидерами рынка в отрасли CCGT. Машины классов J и H в последнее время приобретают все больший интерес и долю рынка из-за своей превосходной эффективности и по мере того, как технология набирает больше часов работы и проверенного опыта. Передовые технологии ПГУ классов H и J имеют самую высокую выработку электроэнергии и самую низкую нормированную стоимость электроэнергии [9] (The Levelised Cost of Energy, LCOE) для базового сценария: 4,93 цента США/кВт•ч против 5,32 и 5,71 цента США/кВт•ч для технологий F и E-классов соответственно [10]. В работе [2] представлен сценарный уровень цен на природный газ в 2022 году, равный 8 руб. за кг. Цена за 1 кг к 2030 году повышается до 12 руб. Последующее увеличение до уровня 16 руб. ожидается к 2040 году. Данные могут быть использованы для прогнозирования и планирования в энергетической и экономической сферах.

Известно, что с 1 июля 2024 года средний по стране рост тарифов ЖКХ на энергоресурсы (электроэнергия, газ, тепло и др.) составил 9,8 %, в том числе по Московской области – 10,7 %. Никто не знает, как в дальнейшем будут изменяться эти тарифы, но можно предположить, что их рост продолжится. Значит срок окупаемости энергосберегающих проектов, выполненных ранее, будет неуклонно снижаться [11].

Перспективные значения цен на квоты выбросов углекислого газа не являются прогнозируемыми, поскольку в России пока не существует системы ценообразования на углеродные выбросы. В рамках исследования были рассмотрены гипотетические значения стоимости квот на выбросы CO2, основанные на данных европейского рынка торговли квотами на выбросы углекислого газа. Анализ показал, что цена за 1 т выбросов CO₂ не только подвержена значительным колебаниям, но и демонстрирует устойчивый рост. На рис. 1 представлена динамика изменения цен на углеродные выбросы [12].

Рис. 1. График изменения цены разрешения на эмиссии 1 т СО₂ на торговой площадке EU ETS

За последние 10 лет цена эмиссии 1 т диоксида углерода увеличилась в 14,6 раза. Наиболее значительный рост стоимости квот на углеродные выбросы наблюдается с 2020 года. Основными причинами повышения цены на выбросы CO₂ являются планы по снижению углеродоемкости экономики европейских стран. На рис. 2 представлен график планируемого сокращения выбросов CO₂ к 2050 году [1].

Рис. 2. Планируемое сокращение выбросов CO₂ к 2050 году в Европе

На основании приведенного выше анализа системы, описанные ранее, станут актуальными. В течение следующих лет ужесточение экологических требований по сокращению выбросов CO₂ приведет к увеличению стоимости квот, а также к росту цен на топливо и, как следствие, на электроэнергию. Поэтому важно использовать наиболее эффективные системы, которые потребляют меньше топлива и, соответственно, имеют меньшие затраты на квоты для выбросов CO₂, а также обеспечивают производство электроэнергии по низкой стоимости.

Увеличение концентрации водорода приводит к уменьшению массового расхода топливной смеси, в то время как объемный расход увеличивается. Это, в свою очередь, вызывает снижение температуры газов, поступающих в турбину и выходящих из нее, что в итоге приводит к снижению КПД газотурбинных установок (ГТУ). Это связано с тем, что водород обладает значительно меньшей плотностью и более низкой объемной теплотой сгорания по сравнению с метаном. В результате, несмотря на увеличение объемного расхода, общая энергетическая эффективность системы снижается. Данные выводы подчеркивают необходимость корректировки параметров работы ГТУ при использовании водородсодержащих топливных смесей для минимизации негативного влияния на производительность.

Определение допустимых концентраций водорода в смеси с природным газом

Важно рассчитать оптимальное количество водорода, которое может быть добавлено к природному газу, сжигаемому существующими камерами сгорания. Это количество зависит от конструкции камеры сгорания и допустимого значения числа Воббе используемого топлива. Число Воббе рассчитывается по формуле (1) (см. Формулы). В соответствии с ГОСТ 31369–2021 область значений числа Воббе для ПГ при стандартных условиях находится в диапазоне от 41,2 до 54,5 МДж/м³. Европейская ассоциация производителей двигателей внутреннего сгорания Euromot устанавливает ограничения на число Воббе в диапазоне 49,0–52,7 МДж/м³, которые гарантируют, что двигатели, производимые членами Euromot, будут достигать своих эксплуатационных характеристик без какого-либо негативного воздействия на эти двигатели.

Вследствие увеличения в смеси концентрации метана и других углеводородов повышается ее теплота сгорания, что, в свою очередь, приводит к росту числа Воббе. Напротив, увеличение концентрации углекислого газа и азота, которые являются негорючими газами и снижают теплоту сгорания, способствует уменьшению значения числа Воббе. Кроме того, чем выше концентрация водорода, тем ниже теплота сгорания, что также ведет к снижению числа Воббе.

Чтобы определить допустимые концентрации водорода в смеси с природным газом, нужно сначала определить основные компоненты последнего. Согласно стандартам (рис. 3), для топливной смеси на основе газа из Астраханского месторождения максимальное содержание водорода составляет 6 % (об.), тогда как для газов из Оренбургского и Уренгойского месторождений допустимая концентрация водорода в смеси находится в диапазоне от 8,0 до 8,5 % (об.). Природный газ из месторождения на Сахалине позволяет добавлять до 18 % (об.) водорода.

Рис. 3. Зависимость числа Воббе от концентрации водорода при разных составах ПГ

Оценка влияния добавления водорода на концентрацию оксидов азота в отходящих газах

В исследовательской работе рассмотрена ГТУ класса F M701F4 производства Mitsubishi Heavy Industries (Япония) мощностью 303,5 МВт, работающая на природном газе.

В газовой турбине (ГТ) использовалась горелка с предварительным смешиванием, что позволяло контролировать выбросы загрязняющих веществ в пределах 31 мг/м³ (15 ppm). Двадцать жаровых труб соединены патрубками в кольцевом канале между внутренней и наружной стенками корпуса ГТ и образуют трубчато-кольцевую камеру сгорания. Каждая жаровая труба состоит из центрального сопла с диффузионным пламенем и окружена восемью соплами предварительного смешивания.

Было выполнено трехмерное моделирование диффузионного сопла (рис. 4) жаровой трубы ГТ, позволяющее оценить влияние добавления водорода на концентрацию NOX в отходящих газах. Программный комплекс CFD ANSYS FLUENT использовался для решения стационарных уравнений Навье–Стокса, осредненных по Рейнольдсу (steady-state Reynolds averaged Navier Stokes equations) с применением модели турбулентности k-эпсилон (k-epsilon turbulence model.). Тепловыделение моделировалось с использованием модели горения без предварительного смешивания (non-premixed combustion model).

Рис. 4. Геометрическая модель и исходные данные диффузионного сопла

Чтобы упростить задачу, предварительно перемешанное пламя не рассматривалось, а диффузионное сопло с завихрителем моделировалось отдельно. Сетка конечных элементов состоит из 234 000 узлов и 1 186 000 элементов.
В результате моделирования было установлено, что при сжигании:

• чистого природного газа максимальная температура газов в камере сгорания равна 1 926 ºС, а концентрация NOх – 155 ppm (максимальная) и 31 ppm (средняя) (рис. 5);
• смеси ПГ и 18 % водорода максимальная температура достигла 1953 ºС, максимальная и средняя концентрации NOх – соответственно 187 и 37 ppm (рис. 6), что не превысило требования ГОСТ Р 50831–95, устанавливающего нормативы: NOXmax = 125 мг/м³ или 63,8 ppm.

Рис. 5. Температура и концентрация NOX в диффузионном сопле жаровой трубы при сжигании 100 % ПГ

Рис. 6. Температура и концентрация NOX в диффузионном сопле жаровой трубы при сжигании смеси ПГ с 18 % водорода

Таким образом, увеличение содержания водорода до 18 % приводит к росту образования оксидов азота на 20 %, что находится в пределах нормы.

Решения по модернизации ПГУ для максимальной утилизации теплоты отходящих газов

Перед современными проектировщиками ПГУ стоит задача разработки оптимального термического цикла с высокими энергетическими показателями и минимальными экологическими последствиями. В решении этих задач большую роль играют выбор системы и отработка конструкции топливосжигающих устройств. Поэтому необходимо внедрение инновационных решений, таких как использование водородсодержащих смесей, применение современных технологий утилизации тепла, помогающих обеспечить устойчивую и экологически безопасную работу ПГУ.

В ходе работы были разработаны две тепловые схемы, которые для максимальной утилизации теплоты отходящих газов объединяют разные технологии: парогазовую установку, органический цикл Ренкина и абсорбционную холодильную машину. Это позволяет в единой системе тригенерации обеспечить выработку трех видов энергии: электрической (G), тепловой (Q) и холодильной (Х).

Система А
В качестве первой комплексной структурной системы энергетической установки предложена комплексная электростанция с многоступенчатой системой рекуперации тепла уходящих газов (рис. 7) [13]. Система А состоит из ПГУ, в которой газотурбинный цикл осуществляется без регенерации тепла. Дальнейшая утилизация теплоты отходящих газов осуществляется с использованием ОЦР и АБХМ. Теплота отходящих газов используется в системе ОЦР для выработки электроэнергии и в качестве источника тепла для генератора АБХМ. Испаритель АБХМ, в свою очередь, служит источником холода для теплоносителя в ОЦР.

Система Б
На основе Системы А была разработана вторая комплексная система (рис. 8) [14], включающая усовершенствования, направленные на дальнейшее повышение эффективности рекуперации тепла и оптимизацию работы системы с использованием смеси водорода и природного газа. Система Б предусматривает интеграцию дополнительных элементов, таких как усовершенствованные теплообменники (рис. 8):

• воздушный рекуператор 4, в котором воздух подогревается за счёт теплоты отработанных газов;
• теплообменник 2 для охлаждения воздуха, поступающего в воздушный компрессор 3 с использованием холода АБХМ.

Эти изменения позволяют достичь более высоких показателей энергоэффективности и снизить вредные выбросы.

Рис. 7. Система А: ПГУ с рекуперацией отходящего тепла [13]

Рис. 8. Система Б: ПГУ с регенерацией с рекуперацией отходящего тепла [14]

Анализ эффективности предложенных решений
Для анализа эффективности предложенных решений проведено моделирование работы модернизированной теплофикационной ПГУ в конденсационном режиме с использованием программного обеспечения EBSILON и программы для решения уравнений EES. Данные инструменты позволили оценить влияние внедрения новых технологий на энергетические и экологические показатели установки, включая повышение КПД и уменьшение выбросов вредных веществ. В качестве основы рассмотрена ПГУ Краснодарской ТЭЦ. Электрический КПД комплексной энергетической установки определяется по формуле (2).

По результатам моделирования в конденсационном режиме годовая экономия топлива от внедрения ОЦР и АБХМ (Система А) составила 2,3 %, или 27 тыс. т у. т./год, а годовое снижение выбросов CO₂ – 43 тыс. т. При использовании Системы Б эффективность увеличивается на 6,3 %, а потребление топлива и выбросы газов CO₂ снижаются на 78 тыс. т у. т./год и 124 тыс. т/год соответственно (табл. 1).

Использование смеси (ПГ-Сахалин +18 % H2) приводит к росту КПД за счет увеличения массовой теплоты сгорания смеси. Объемная теплота сгорания смеси равна 31,3 МДж/м³ и рассчитана как среднее значение произведений теплоты сгорания компонентов и их объемных долей (см. формулу (3)). Массовая теплота сгорания Q^p_m равна 51,9 МДж/кг – она была рассчитана по формуле (5) через объемную теплоту сгорания Q^p_v с учетом плотности смеси ρ_см, которая определялась по формуле (4).

При использовании топливной смеси «природный газ–водород» КПД исходной ПГУ увеличивается на 0,5 %. Применение Системы А увеличивает КПД на 2,8 %, а Системы Б – на 6,4 %. Показатели соответствующего снижения потребления топлива и выбросов парниковых газов при сжигании топливной смеси, где доля водорода составляет 18 %, приведены в табл. 1.

Повышение эффективности за счет использования передовых технологий
Современные промышленные газовые турбины охватывают широкий диапазон мощностей. Турбины классов J и H обеспечивают КПД свыше 60 % в парогазовых циклах, что делает их идеальными для крупных энергопроектов. Поэтому в исследовании была проведена оценка эффективности предложенных комбинированных систем, выполненных на основе таких передовых технологий, как:

• ПГУ М701 JAC класса J (до 1 650 ºС), работающих полностью на природном газе (табл. 2);
• ГТУ 9HA.02 мощностью 571 МВт при сжигании природного газа (100 %) и газовой смеси (ПГ 50 % и H? 50 %). Результаты представлены в табл. 3. В настоящее время ГТУ General Electric (GE) моделей F, B/E-класса, авиационные ГТУ способны работать на газовых смесях с содержанием водорода до 100 %.

Результаты моделирования показали, что максимальный электрический КПД – 69,5% – имеет Система Б, выполненная на основе ПГУ 9HA.02 и работающая на газовой смеси «природный газ 50 % и водород 50 %». Годовая экономия топлива в этом случае достигает 11,9 %, или 548 тыс. т у. т., а снижение выбросов CO₂ – 872 тыс. т в год.

Нужно отметить, что модернизация электростанций для работы на водороде требует изменений в оборудовании для смешивания топлива, переконфигурации систем подачи для обеспечения достаточных расходов, модернизации уплотнений для работы с меньшими молекулами водорода, адаптации камеры сгорания под высокую скорость пламени, усиления систем безопасности. Однако Энергетическая стратегия Российской Федерации не только ставит задачу вхождения России в число мировых лидеров по производству и экспорту водорода, но и предусматривает использование водорода для повышения эффективности собственных централизованных систем энергоснабжения.

Литература

1. Marcu A. et al. 2018 State of the EU ETS Report // ERCST. https://ercst.org/wp-content/uploads/2018/12/state_of_eu_ets_report _2017_updated.pdf.
2. Комаров И. И. Разработка научно-технических решений для повышения технико-экономической эффективности перспективных энергетических установок на органическом топливе : диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Комаров Иван Игоревич, 2023. – 367 с.
3. Бу Дакка Б. Разработка комплексной энергетической установки с рекуперацией теплоты уходящих газов // Вестник Московского энергетического института. 2025. № 1. С. 100–109. DOI 10.24160/1993-6982-2025-1-100-109.
4. Bo-Dakkah, B. Choosing the suitable working fluid to recover heat from low-temperature sources // Proc. 3rd 2021 Int. Youth Conf. Radio Electron. Electr. Power Eng. REEPE 2021. Mar. 2021. DOI 10.1109/REEPE51337.2021.9388073.
5. Moharamian, A. A comparative thermoeconomic evaluation of three biomass and biomass-natural gas fired combined cycles using organic Rankine cycles // J. Clean. Prod. Sep. 2017. Vol. 161. Pp. 524–544. DOI 10.1016/J.JCLEPRO.2017.05.174.
6. Bo-Dakkah, B. Experimental study of the recovery of low heat using the organic rankine cycle // Proc. 3rd 2021 Int. Youth Conf. Radio Electron. Electr. Power Eng. REEPE 2021. Mar. 2021. DOI 10.1109/REEPE51337.2021.9388081.
7. Mahmoudi, S. M. S. Energy and exergy analysis of simple and regenerative gas turbines inlet air cooling using absorption refrigeration // J. Appl. Sci. 2009. Vol. 9. No. 13. Pp. 2399–2407. DOI 10.3923/JAS.2009.2399.2407.
8. Schefer, R. W. Reduced Turbine Emissions Using Hydrogen-Enriched Fuels // Proc. 2002 U.S. DOE Hydrog. Progr. Rev. NREL/CP-610-32405. 2002.
9. Черняховская Ю. В. Эволюция методологических подходов к оценке стоимости электроэнергии. Анализ зарубежного опыта. 2016.
10. Mondol, J. D. Techno-economic assessments of advanced Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) technology for the new electricity market in the United Arab Emirates // Sustain. Energy Technol. Assessments. Feb. 2017. Vol. 19. Pp. 160–172. DOI 10.1016/J.SETA.2017.01.005.
11. Султангузин И. А. Достижение нулевого углеродного следа в единой системе «энергоэффективный дом – электромобиль» Часть 1 // Энергосбережение. 2024. № 5. С. 18–25.
12. EU Carbon Permits. https://tradingeconomics.com/commodity/carbon.
13. Патент № 2779349 C1 Российская Федерация, МПК F01K 23/10, F25B 15/00. Рекуперационная энергетическая установка: заявл. 30.03.2022: опубл. 06.09.2022 / Б. Бу Дакка, И. А. Султангузин, Ю. В. Яворовский, А. И. Бартенев ; заявитель ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».
14. Патент № 2799694 C1 Российская Федерация, МПК F01K 25/10, F25B 15/00, F25B 27/02. Комбинированная энергетическая установка с рекуперацией отходящего тепла: заявл. 21.03.2023: опубл. 10.07.2023 / Б. Бу Дакка, И. А. Султангузин, Ю. В. Яворовский ; заявитель ФГБОУ ВО «НИУ «МЭИ».
15. Газовая турбина 9HA.01 введена на Казанской ТЭЦ-3 // Турбины и Дизели. 2017. 10 ноября. http://turbine-diesel.ru/rus/node/4670.