Мы продолжаем знакомить читателей нашего канала с интересными кейсами применения водорода в энергосистемах. Сегодня предлагаем вашему вниманию пример использования гибридных энергоустановок, сочетающих ВИЭ на базе энергии солнца с водородными технологиями, для энергоснабжения изолированных поселений в Австралии.
В 2023 году Университет Мердока (г. Перт, Западная Австралия) совместно с отраслевыми партнерами опубликовал технико-экономическое обоснование целесообразности использования автономных гибридных энергосистем с регенеративными (обратимыми) водородными топливными элементами и солнечной генерацией в отдаленных поселениях аборигенов.
В отчете рассмотрены две таких абригенных общины, проживающих в Пилбаре – обширном малонаселенном в силу засушливости районе штата Западная Австралия.
Первая – Джинпаринья – насчитывает 35 человек, живущих в семи домах на побережье Индийского океана в 22 км западнее г. Порт-Хедланд. Энергоснабжение обеспечивается местной коммунальной службой по подземной кабельной линии. Среднесуточная нагрузка в общине составляет 6,58 кВт зимой и 12,58 кВт летом (за счет кондиционеров), потребление электроэнергии в этот период доходит до 158 кВт·ч в сутки. Община Джинпаринья заинтересована в преобразовании системы электроснабжения в микрогрид, подключенный к ВИЭ, поскольку планирует реализацию нескольких бизнес-проектов: строительство гостиницы, автостоянки, зарядки для электромобилей и водородной заправки.
Вторым объектом моделирования стала энергосистема более крупной общины Варралонг, расположенной в 120 км к юго-востоку от Порт-Хедленда. Община состоит из 35 домов, общественного центра и школы, энергоснабжение которых обеспечивается в «островном» режиме тремя дизельными генераторами мощностью по 110 кВт каждый. Среднесуточное потребление составляет 1385 кВт·ч, энергосистема устарела и требует модернизации.
Моделирование
Для интеграции компонентов системы и оптимизации их размеров и мощности, достаточных для удовлетворения требований к нагрузке (с учетом требования минимизации стоимости энергии) команда разработчиков использовала программу Homer Pro. Развитие энергосистем сообществ Джинпаринья и Варралонг было смоделировано на базе солнечных батарей, аккумуляторов и водородных накопителей энергии. В рамках модели симулятор рассчитал баланс энергии, достаточный для покрытия нагрузки в любое время года в зависимости от доступности и интенсивности ресурсов для конкретного участка. Средняя дневная инсаляция в этом районе составляет 6,1 кВт·ч/кв. м. В проекты было включено также строительство систем водоснабжения для всех пользователей на объектах, в том числе для подачи в электролизеры, охлаждения, пожаротушения и промывки.
Энергосистема общины Джинпаринья
В процессе моделирования сравнивались три варианта конфигурации гибридной энергосистемы:
- Вариант 1: аккумуляторная батарея большей емкости и водородные системы меньшей емкости;
- Вариант 2: средняя ёмкость аккумулятора и водородной системы;
- Вариант 3: больший объем водорода при меньшей емкости аккумулятора.
Оптимальной моделью системы для обеспечения существующих энергетических потребностей общины и её достаточной автономности был признан вариант 2. Несмотря на низкое энергопотребление водородной системы, она обеспечивает автономную работу в течение двух полных дней, т.е. 408 кВт·ч полезной энергии на выходе при 50% КПД, при этом время автономной работы аккумулятора составляет в среднем всего 9,72 часа. Для обеспечения такой же автономности при использовании системы, работающей только от аккумулятора, потребуется дополнительная емкость аккумулятора в 489,6 кВт·ч (при глубине разряда 20%), что увеличит капитальные затраты на $270 тыс. Для большей устойчивости системы в моделировании предусмотрен один резервный дизель-генератор, который должен работать каждую неделю в течение нескольких часов.
Итоговая оптимальная конфигурация источника питания для системы состоит из солнечной батареи мощностью 84 кВт, литий-ионного аккумулятора емкостью 80 кВт·ч и водородной системы, включающей электролизер мощностью 12 кВт, систему хранения водорода на 25 кг и топливный элемент мощностью 7 кВт, преобразователь и системный контроллер. Среднесуточное потребление составляет 158 кВт·ч, средняя нагрузка – 6,58 кВт, пиковая – 11,06 кВт. Архитектура системы и профиль нагрузки показаны на рис. 1.
Такая оптимальная конфигурация энергосистемы предполагает первоначальные капитальные затраты в размере $288,4 тыс. и ежегодные эксплуатационные расходы в размере $27,1 тыс.. Совокупная стоимость владения системы составляет $638,8 тыс. при простой окупаемости в 6,8 лет (дисконтированный срок окупаемости 8,1 года). Средняя стоимость электроэнергии для гибридной водородной системы составляет $0,86 за кВт·ч – это ниже стоимости электроэнергии без субсидирования, которую вырабатывает обычная мини-энергосистема на дизельном топливе или энергосистема на ВИЭ ($1,32 кВт·ч), и ниже стоимости энергии от системы на ВИЭ с аккумуляторной батареей ($1,09 за кВт·ч).
Энергосистема общины Варралонг
Применительно к энергосистеме поселения Варралонг были смоделированы три варианта архитектуры:
- Базовый вариант: три дизель-генератора (действующая энергосистема);
- Вариант 1: 100% ВИЭ (солнечные панели) с использованием аккумуляторных батарей и водородных накопителей;
- Вариант 2: гибридный генератор с использованием аккумуляторных батарей и водородных накопителей + одна резервная генераторная установка.
Моделирование и расчеты модели показали, что оба сценария – 1 и 2 – технически и экономически осуществимы, они сократят общую стоимость владения (за период более 25 лет) по сравнению с базовым вариантом на 23,6% и 28,4% соответственно.
В качестве оптимальной была выбрана конфигурация системы по варианту 2, состоящая из солнечной батареи мощностью 966 кВт, литий-ионного аккумулятора емкостью 480 кВт·ч и водородной системы в составе электролизера мощностью 200 кВт, системы хранения водорода на 200 кг и топливного элемента мощностью 60 кВт. Архитектура энергосистемы общины и профиль нагрузки показаны на рис. 2.
Выбранный вариант предполагает первоначальные капитальные затраты в размере $2,1 млн и годовые эксплуатационные расходы в размере $111,6 тыс. с учетом сохраненя в качестве резервного одного дизельного генератора мощностью 110 кВт. Совокупная стоимость владения системой составляет $3, 6 млн при LCOE $0,55 за кВт·ч и простой окупаемости в 5,4 года (дисконтированный срок окупаемости 6,6 лет). В этой конфигурации стоимость электроэнергии будет на 30% ниже базового варианта ($0,78 за кВт·ч) и немного ниже варианта 1 ($0,59 за кВт·ч).
Преимущества водородных энергоустановок
Таким образом, в исследовании Университета Мердока показаны убедительные экономические обоснования для использования гибридных солнечных фотоэлектрических батарей и водородных систем в отдаленных районах.
В отчете отмечено, что основными преимуществами использования гибридных энергосистем на основе фотоэлектрических батарей и водорода для региональных и удаленных автономных систем, помимо снижения общих инвестиционных затрат, являются повышение эффективности системы и увеличение её срока службы. В частности, аккумулятор эффективен для кратковременного хранения энергии, но не подходит для длительного хранения из-за его низкой плотности энергии и скорости саморазряда, тогда как водород обладает высокой мощностью и подходит для длительного хранения энергии. Таким образом, гибридная батарея и система хранения водорода обычно более экономичны, чем одиночная батарея или система хранения водорода.
Помимо положительных финансовых результатов, использование гибридной системы на основе фотоэлектрических батарей и водорода имеет множество дополнительных нефинансовых преимуществ. К ним, по мнению специалистов университета, относятся автономность системы, её высокая надежность и безопасность, простое техническое обслуживание, длительный срок службы (до 30 лет), высокая скорость зарядки топливных элементов, безопасность работы в экстремальных погодных условиях. Также в качестве преимуществ отмечены длительное время хранения водорода без снижения энергопотребления, его высокая топливная плотность по сравнению с традиционным ископаемым топливом и отсутствие у подобных установок выбросов парниковых газов.
Подробнее читайте в “Hybrid Solar-PV Battery-Hydrogen System for 100% renewable energy standalone microgrid development” Knowledge Sharing Report, June 2024.
Подготовлено АНО «Центр «Энерджинет» при поддержке Фонда НТИ и Минобрнауки России
